---

ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии 2024 г. № __^5

Сведения об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средства измерений

7.

Газоанализаторы

«АЛМАЗ- СПЕКТР»

Исполнение ГА-М, зав. № 00034; исполнение ГА-ПР, зав. № 00038

81097-20

МП-206/09-2020 с изменением № 1

МП-206/09-2020 с изменением № 2

14.02. 2024

Акционерное общество «Научнопроизводственное предприятие «Алмаз» (АО «НПП «Алмаз»), г. Саратов

ООО «ПРОММА Ш ТЕСТ», Московская обл., г. Чехов

8.

Измерители уровня емкостные

ЭСКОРТ ТД-BLE

311163496752, 311163496761, 311163496785

82229-21

Общество с ограниченной ответственностью «Техавтоматика» (ООО «Техавтоматика») , г. Казань

РТ-МП-8110- 449-2020 с изменением №1

05.03. 2024

Общество с ограниченной ответственностью «Техавтоматика» (ООО «Техавтоматика»), г. Казань

ФБУ «Ростест-Москва», г. Москва

9.

Преобразователи измерительные

BIS

400241707108; 400241707041; 400241707109; 400241707112; 400241707170; 400241707180; 400241707181

88895-23

Общество с ограниченной ответственностью «ВОЛГАСПЕЦАР МАТУРА» (ООО «ВОЛГАСПЕЦАР МАТУРА»), г. Казань

МП.27.90.11- 010015742172022-01, МП.27.90.11-01001574217-2022-01.И1

МП.27.90.11-01001574217-2022-01.И2

31.05. 2024

Общество с ограниченной ответственностью «ВОЛГАСПЕЦАР МАТУРА» (ООО «ВОЛГАСПЕЦАР МАТУРА»), г. Казань

ФБУ «ЦСМ Татарстан», г. Казань

10.

Манометры дифференциально го давления

мод. DPBL № 2401819731, мод. LFDPBL № 2405837208, мод. LFDPBL № 2405837210

89797-23

Фирма «General Instruments Consortium», Индия

МП 202-0052023

13.06. 2024

Общество с ограниченной ответственностью «НТА-Пром» (ООО «НТА-Пром»), г. Москва

ФГБУ «ВНИИМС», г. Москва

---

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» августа 2024 г. № 1945

Регистрационный № 81097-20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Газоанализаторы «АЛМАЗ-СПЕКТР»

Назначение средства измерений

Газоанализаторы «АЛМАЗ-СПЕКТР» (далее по тексту - газоанализаторы) предназначены для измерения довзрывоопасных концентраций метана и пропана в воздухе рабочей зоны, а также для передачи измерительной информации внешним устройствам в аналоговой и цифровой форме и выдачи управляющего воздействия на исполнительное устройство.

Описание средства измерений

Газоанализаторы являются стационарными автоматическими одноканальными приборами непрерывного действия.

Принцип действия газоанализаторов - оптический абсорбционный.

Конструктивно газоанализаторы состоят из цилиндрического корпуса, двух крышек и двух кабельных вводов, и представляют собой взрывонепроницаемую оболочку. Корпус газоанализаторов изготовлен из окрашенного алюминия. Корпус состоит из электронноклеммного и оптического отсеков. В электронно-клеммном отсеке имеются отверстия для присоединения взрывозащищенных кабельных вводов, контакты клеммной колодки для подключения проводов подачи электропитания и снятия выходных сигналов, электронно-управляющая схема газоанализатора. В оптическом отсеке находятся взрывозащищенный сенсор, нагревательный элемент. Оптические элементы сенсора защищены от неблагоприятного воздействия окружающей среды металлическим корпусом и фторопластовым фильтром. Выходные электрические сигналы сенсора обрабатываются электронной схемой, расположенной в электронно-клеммном отсеке. Также предусмотрена возможность установки в газоанализаторы автоматического обогрева с целью защиты оптических элементов сенсора от образования конденсата и наледи в случае эксплуатации при низких температурах.

Способ отбора пробы - диффузионный.

Газоанализаторы выпускаются в двух исполнениях - ГА-М и ГА-ПР, которые отличаются определяемым компонентом.

Газоанализаторы обеспечивают следующие выходные сигналы:

• - унифицированный аналоговый выходной сигнал (от 4 до 20 мА в диапазоне показаний);

• - цифровой сигнал по каналу связи RS-485 по протоколу MODBUS RTU;

• - замыкание контактов реле ("сухой контакт") при срабатывании на превышение 2-х программно-конфигурируемых пороговых уровней концентрации определяемого компонента - "Порог 1" (контакты 3-4 клеммника XS2), "Порог 2" (контакты 1-2 клеммника XS2).

• - замыкание контактов реле ("сухой контакт") (контакты 7-8 клеммника XS1) при неисправности газоанализатора.

Общий вид газоанализаторов представлен на рисунках 1-2.

Место и метод пломбирования от несанкционированного доступа представлены на рисунке 3.

Нанесение знака поверки на газоанализатор не предусмотрено.

Газоанализаторы имеют заводские номера, которые в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносятся ударным способом на идентификационную табличку (рисунок 4), расположенную на корпусе газоанализатора.

Рисунок 2 - Общий вид газоанализаторов «АЛМАЗ-СПЕКТР» без кронштейна

Место нанесения пломбы в виде наклейки

Л 1 Ех d mb рЬ] НС Т4 Gb pgg [ПГ ^дпмаз^пвпр о ***

\__UII           _____________Д____________СДЕЛАНО В РОССИИ J

Рисунок 4 - Общий вид идентификационной таблички и места нанесения знака утверждения типа для газоанализаторов «АЛМАЗ-СПЕКТР»

Программное обеспечение

Газоанализаторы имеют встроенное программное обеспечение (ПО). Встроенное ПО газоанализаторов разработано изготовителем газоанализаторов специально для решения задачи измерения концентрации горючих газов и обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - передачу измерительной информации от первичного измерительного преобразователя (сенсора) газоанализаторов ко вторичному измерительному преобразователю (процессору обработки информации) газоанализаторов;

• - обработку измерительной информации, поступающей от сенсора, в процессоре обработки информации газоанализатора;

• - формирование аналоговых токовых выходных сигналов измерительной информации;

• - отображение результатов измерений концентрации определяемого компонента (газа) в анализируемой газовой смеси на экране компьютера;

• - самодиагностику аппаратной части анализаторов;

• - выдачу трех дискретных релейных выходных сигналов состояния газоанализаторов ("Порог 1", "Порог 2", "Отказ").

Встроенное ПО газоанализаторов реализует следующие расчетные алгоритмы:

• - вычисление значений смеси;

  измерений концентрации определяемого компонента (газа) в с предварительно заданными пороговыми и максимально

• - сравнение результатов анализируемой газовой смеси

допустимым значениями концентрации этого компонента (газа).

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

данные ПО

Наименование характеристики	Значение
Идентификационное наименование ПО	CH4	C3H8
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже	00-01	00-02
Контрольная сумма (цифровой идентификатор ПО)	987654	641375

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики

Исполнение	Определяемый компонент	Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента		Пределы допускаемой основной погрешности
				абсолютная	относительная
ГА-М	Метан (СН4)	от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 4,4 % об.д.)	от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 2,2 % об.д. включ.)	±5 % НКПР (±0,22 % об.д.)	-
			св. 50 до 100 % НКПР (св. 2,2 до 4,4 % об.д.)	-	±10 %
ГА-ПР	Пропан (CsHs)	от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,7 % об.д.)	от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 0,85 % об.д. включ.)	±5 % НКПР (±0,085 % об.д.)	-
			св. 50 до 100 % НКПР (св. 0,85 до 1,7 % об.д.)	-	±10 %
Примечания: 1) значения НКПР указаны в соответствии с ГОСТ 31610.20-1-2020; 2) время установления показаний по уровню T0,9 не более 60 секунд.

Таблица 3 -Дополнительные

Наименование характеристики	Значение
Пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения температуры окружающей среды от нормальных условий измерений на каждые 10°С, в долях от пределов допускаемой основной погрешности	±0,1
Пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения относительной влажности окружающей среды от нормальных условий измерений на каждые 10 %, в долях от пределов допускаемой основной погрешности	±0,2
Пределы допускаемой дополнительной погрешности газоанализаторов от влияния изменения атмосферного давления от нормальных условий измерений на каждые 10 кПа, в долях от пределов допускаемой основной погрешности	±0,5

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры (диаметр х ширина1) х длина), мм, не более	105x140x225
Масса1), кг, не более	5
Нормальные условия измерений: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа	от +15 до +25 от 30 до 80 от 97,3 до 105,3
Рабочие условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °C - относительная влажность окружающего воздуха (без конденсации влаги), % - атмосферное давление, кПа	от -10 (-602)) до +65 от 20 до 80 от 84 до 107
Время прогрева, мин, не более	10
Напряжение питания постоянного тока, В	от 18 до 32
Потребляемая мощность, Вт, не более	15
Маркировка взрывозащиты	1Ex d mb [ib] IIC T4 Gb
Степень защиты по ГОСТ 14254-15	IP 65
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	35 000
Средний срок службы3), лет, не менее	10
1) - с кронштейном; 2) - при условии комплектации автоматического обогрева; 3) - без учета чувствительного элемента (сенсора).

Знак утверждения типа

наносится ударным способом на идентификационную табличку, закрепленную на газоанализаторе, а также на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Газоанализатор «АЛМАЗ-СПЕКТР»	-	1 шт.
Паспорт	КДБВ.407729.022 ПС	1 экз.

таблицы 5

Наименование	Обозначение	Количество
Руководство по эксплуатации	КДБВ.407729.022 РЭ	1 экз.
Переносной носитель информации с Руководством по эксплуатации и Программным обеспечением	-	1 шт.
Комплект клеммников	-	1 шт.
Кронштейн	КДБВ.733151.001	1 шт.
Комплект крепежа	-	1 шт.
Насадка	СКЯТ.441586.208	1 шт.
Кабель для подключения ПК*	-	1 шт.
Тара*	-	1 комплект
* - по заказу.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в п. 2.5 «Порядок работы» документа КДБВ.407729.022 РЭ «Газоанализаторы «АЛМАЗ-СПЕКТР» Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

ТУ 4215-028-07566348-2019 Газоанализаторы «АЛМАЗ-СПЕКТР». Технические условия.

Изготовитель

Акционерное общество «Научно-производственное предприятие (АО «НПП «Алмаз»)

ИНН 6453119615

Адрес: 410033, г. Саратов, ул. им. Панфилова И.В., зд. 1А, стр. 1

Тел./Факс: +7 (452) 63-35-58, 48-00-39

Web сайт: http://www.almaz-rpe.ru

E-mail: almaz@overta.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОММАШ

(ООО «ПРОММАШ ТЕСТ»)

Адрес: 142300, Московская обл., Чеховский р-н, г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2

Тел.: +7 (495) 481-33-80

E-mail: info@prommashtest.ru

Web-сайт: https://prommash-test.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» августа 2024 г. № 1945

Регистрационный № 38946-08

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Анализаторы рентгенофлуоресцентные портативные «МетЭксперт»

Назначение средства измерений

Анализаторы рентгенофлуоресцентные портативные «МетЭксперт» (далее -анализаторы) предназначены для измерений массовой доли химических элементов в металлах и сплавах, в том числе алюминиевых, магниевых, нержавеющих, конструкционных, специальных и изделий на их основе, а также для идентификации химических элементов от натрия до америция в веществах, находящихся в твердом, порошкообразном и жидком состоянии.

Описание средства измерений

Принцип действия анализаторов основан на измерении спектра вторичного рентгеновского излучения.

Первичное рентгеновское излучение, создаваемое рентгеновской трубкой, взаимодействует с атомами анализируемой пробы и вызывает вторичное рентгеновское излучение, спектр которого зависит от элементного состава пробы. Расчет массовой доли анализируемого элемента основан на зависимости интенсивности характеристического рентгеновского излучения от содержания элемента в пробе. При расчете используется метод фундаментальных параметров, также возможно применение метода эмпирических градуировок для создания специальных режимов измерения.

Конструктивно анализаторы выполнены в виде моноблока, в котором размещены: малогабаритный моноблочный источник рентгеновского излучения, комплекс спектрометрический, блок связи со встроенным контроллером, блок аккумуляторных батарей. анализаторах используется излучения осуществляется с

цеховых условиях, а также

Корпус анализаторов изготавливается из металлических сплавов, пластика и окрашивается в цвета в соответствии с технической документацией изготовителя.

На заднюю панель анализаторов в виде наклейки наносится информационная табличка (шильд) с обозначением, заводским номером в цифровом формате. Заводской номер наносится на информационную табличку (шильд) типографским способом.

На анализаторы наносится гарантийная пломба в виде наклейки.

Общий вид анализаторов представлен на рисунке 1. Место нанесения заводского номера, гарантийной пломбы и знака утверждения типа представлено на рисунке 2.

Нанесение знака поверки на анализаторы не предусмотрено.

пломбы на анализаторы

Программное обеспечение

Анализаторы управляются с внешнего компьютера через специализированное программное обеспечение (далее - ПО). ПО позволяет проводить программное тестирование и настройку, проводить контроль процесса измерений, осуществлять сбор экспериментальных данных, обрабатывать и сохранять полученные результаты, выводить результаты на печать, создавать библиотеки, проводить идентификацию исследуемого объекта на соответствие марки сплава в имеющейся библиотеке. ПО устанавливается на компьютер.

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

Идентификационные данные ПО анализаторов приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Метэксперт
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже	1.4
Цифровой идентификатор ПО	-
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики	Значение
Диапазон атомных номеров определяемых химических элементов	от Na до Am
Относительное среднее квадратическое отклонение выходного сигнала на линиях К-серии Fe1), %, не более	2
Чувствительность на линиях К-серии Fe1), имп/(с^мкА^%), не менее	30
Диапазон измерений массовой доли элементов2), %	от 0,001 до 100
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массовой доли элементов2), %, в поддиапазонах измерений: - от 0,001 % до 0,1 % включ. - св. 0,1 % до 1 % включ. - св. 1 % до 10 % включ. - св. 10 % до 100 %	±25 ±20 ±5 ±3
1) Значение нормировано для железа в стандартном образце массовой доли железа в твердой матрице с массовой долей от 0,90 % до 1,10 %. 2) Значения нормированы для элементов в стандартных образцах сплавов на железной основе.

Таблица 3 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Время установления рабочего режима, с, не более	60
Время измерения (выбирается оператором в зависимости от вида образца или анализируемой площади), с	от 5 до 200
Потребляемая мощность, В^А, не более	45
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц	60±1/50±1
от аккумуляторных батарей
- напряжение постоянного тока, В	от 13,8 до 16,8
Время непрерывной автономной работы со штатным комплектом аккумуляторных батарей, ч, не менее	8
Мощность эквивалентной дозы в условиях нормальной эксплуатации анализатора, в любой доступной точке на расстоянии 0,1 м от поверхности анализатора, мкЗв/ч, не более	1,0
Габаритные размеры, мм, не более:
- длина	210
- ширина	100
- высота	260
Масса, кг, не более	2
Условия эксплуатации: - температура воздуха, °С	от -35 до +45
- относительная влажность, %, не более	80
- атмосферное давление, кПа	от 84,0 до 106,7

Знак утверждения типа

наносится на информационную табличку (шильд), а также на титульный лист формуляра и руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Анализатор рентгенофлуоресцентный портативный	«МетЭксперт»	1 шт.
Аккумуляторная батарея	-	1 шт.
Запасная аккумуляторная батарея	-	1 шт.
Зарядное устройство для аккумуляторных батарей	-	1 шт.
Блок питания универсальный	-	1 шт.
Калибровочный колпак	-	1 шт.
Защитный колпак	-	1 шт.
Компьютер с установленным специализированным программным обеспечением*	-	1 компл.
Комплект специальных ключей	-	1 компл.
Комплект запасных частей, инструмента и принадлежностей	-	1 компл.
Флэш-карта USB с дистрибутивом программного обеспечения	-	1 шт.
Защитный кофр	-	1 шт.
Транспортировочный кейс	-	1 шт.
Руководство по эксплуатации	ЛПКН 14.00.00.000 РЭ	1 экз.
Руководство пользователя на программное обеспечение	ЛПКН 14.00.00.000 РП	1 экз.
Формуляр	ЛПКН 14.00.00.000 ФО	1 экз.
Методика поверки	-	1 экз.
* Стационарный персональный компьютер/портативный персональный компьютер/планшетный персональный компьютер

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 2 «Использование по назначению» документа ЛПКН 14.00.00.000 РЭ «Анализатор рентгенофлуоресцентный портативный «МетЭксперт». Руководство по эксплуатации».

При использовании в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений средства измерений применяются в соответствии с аттестованными методиками (методами) измерений.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ТУ 6943-014-29095820-07 Анализатор рентгенофлуоресцентный портативный «МетЭксперт». Технические условия;

Приказ Росстандарта от 19 февраля 2021 г. № 148 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений содержания неорганических компонентов в жидких и твердых веществах и материалах».

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Южполиметалл-Холдинг»

(ООО «ЮПХ»)

ИНН 7726383028

Адрес: 117638, г. Москва, Варшавское ш., д. 56, стр. 2, эт. 4, помещ. 4

Испытательный центр

Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр метрологии и испытаний в г. Москве» (ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва»)

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

Тел. (343) 129-19-11, факс: (343) 124-99-96

Е-mail: info@rostest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30010-10.

в части вносимых изменений

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

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

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» августа 2024 г. № 1945

Регистрационный № 59943-15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Газоанализаторы стационарные оптические ГСО-Р1, МГСО-Р1

Назначение средства измерений

Газоанализаторы стационарные оптические ГСО-Р1, МГСО-Р1 предназначены для измерений объемной доли или довзрывоопасной концентрации горючих газов и паров горючих жидкостей, а также объемной доли диоксида углерода в воздухе рабочей зоны.

Описание средства измерений

Газоанализаторы стационарные оптические ГСО-Р1, МГСО-Р1 (далее -газоанализаторы) представляют собой стационарные приборы непрерывного действия.

Принцип действия газоанализаторов - оптический абсорбционный.

Способ отбора пробы - диффузионный.

Газоанализаторы выпускаются в двух модификациях:

- ГСО-Р1 - одноканальный, с аналоговым (от 4 до 20 мА) и цифровым (HART, RS-485) сигналами, в таблице от одного одного из диоксида углерода (СО2), выбор дополнительных газов невозможен.

• - МГСО-Р1 - многоканальный, с отображением результатов измерений по каждому измерительному каналу на дисплее блока управления и сигнализации «Терминал-А» (далее - терминал).

Газоанализаторы ГСО-Р1 выполнены в металлическом (алюминиевый сплав или нержавеющая сталь) корпусе и состоят из двух блоков - датчика ГСО-Р1Д и индикатора ГСО-Р1И (по заказу). На датчике ГСО-Р1Д может быть установлен (по дополнительному заказу) трёхцветный светодиод либо свето-звуковой оповещатель ГСО-Р1-СЗО.

Газоанализаторы ГСО-Р1 имеют следующие выходные сигналы:

• - унифицированный аналоговый выходной сигнал (от 4 до 20 мА);

• - цифровой выходной сигнал, протоколы HART, Колибри;

• - цифровой выходной сигнал, интерфейс RS-232;

• - цифровой выходной сигнал, интерфейс RS-485, протокол ModBus RTU;

• - дискретные выходные сигналы (переключение реле типа «сухой контакт») при превышении двух пороговых уровней, а также при возникновении неисправности;

• - трехцветный светодиод, цвет которого отображает состояние датчика: зелёный -норма, жёлтый - неисправность, красный - тревога;

• - цветовая и звуковая сигнализация оповещателя ГСО-Р1-СЗО:

а) цвет отображает состояние датчика: зелёный - норма, жёлтый - неисправность, красный - тревога;

б) звук сигнализирует превышение порогов тревоги: прерывистый - первый порог, непрерывный - второй порог.

Индикатор ГСО-Р1И предназначен для настройки датчика ГСО-Р1Д при выполнении технического обслуживания и местного отображения информации при эксплуатации.

Газоанализаторы МГСО-Р1 выполнены многоблочными и состоят из выносных газоанализаторов ГСО-Р1 и блока управления и сигнализации (терминала).

Терминал состоит из блока питания, индикатора с органами управления (кнопками), блока центрального процессора и блоков измерительных (далее - канальных плат), которые обрабатывают аналоговые или цифровые сигналы от датчиков. Количество канальных плат может быть от 1 до 8. К одной канальной плате может быть подключен один или два датчика с использованием аналогового выхода и до 16 при использовании цифрового канала связи с датчиками. Конструкция канальной платы является общей для аналогового и цифрового подключения датчиков. Отображение результатов измерений на индикаторе терминала программируется пользователем и может быть как в % НКПР, так и в объемных долях, %.

Газоанализаторы МГСО-Р1 имеют следующие выходные сигналы:

• - цифровой выходной сигнал, интерфейс RS-485, протокол ModBus RTU;

• - дискретный выходной сигнал (переключение реле типа «сухой контакт») при превышении двух пороговых уровней по каждому измерительному каналу, а также при возникновении неисправности.

Газоанализаторы МГСО-Р1 изготавливают в двух исполнениях:

• 1) аналоговом, с числом датчиков от 2 до 16 при подключении датчиков к терминалу по аналоговому выходу с возможностью электрического питания их как от терминала, так и от внешнего источника;

• 2) цифровом, с числом датчиков от 2 до 128 при подключении датчиков к терминалу по цифровому выходу и электрическом питании их только от внешнего источника.

Общий вид газоанализаторов приведен на рисунках 1 - 6.

Конструкцией газоанализаторов предусмотрена пломбировка винта корпуса мастикой пломбировочной от несанкционированного доступа. Место пломбировки газоанализаторов приведено на рисунке 1.

Заводские номера наносятся типографским или иным способом в цифровом формате на таблички, расположенные на корпусах датчика ГСО-Р1Д, индикатора ГСО-Р1И и оповещателя ГСО-Р1-СЗО (модификация ГСО-Р1) и на боковой панели корпуса терминала (модификация МГСО-Р1), общий вид табличек приведен на рисунках 7 - 10. Заводские номера блоков, входящих в состав средства измерений, указываются в паспорте газоанализатора.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид газоанализаторов стационарных оптических ГСО-Р1, датчик ГСО-Р1Д с трехцветным светодиодом (алюминиевый окрашенный корпус)

Рисунок 2 - Общий вид газоанализаторов стационарных оптических ГСО-Р1, датчик ГСО-Р1Д с трехцветным светодиодом, корпус из нержавеющей стали

Рисунок 3 - Общий вид газоанализаторов стационарных оптических ГСО-Р1, индикатор ГСО-Р1И (алюминиевый окрашенный корпус)

Рисунок 4 - Общий вид газоанализаторов стационарных оптических ГСО-Р1, датчик ГСО-Р1Д с козырьком

Рисунок 5 - Общий вид газоанализаторов стационарных оптических ГСО-Р1, датчик ГСО-Р1Д со свето-звуковым оповещателем ГСО-Р1-СЗО

Рисунок 6 - Общий вид «Терминал-А»

газоанализаторов стационарных оптических МГСО-Р1

Знак утверждения типа

S______________________________________________________✓

Место нанесения единого знака обращения продукции на рынке государств-членов Евразийского экономического союза

Рисунок 10 - Общий вид табличек, расположенных на левой боковой панели Терминала-А

Программное обеспечение

Газоанализаторы имеют следующие виды программного обеспечения (ПО):

- встроенное ПО газоанализаторов ГСО-Р1 и терминала;

- внешнее (автономное) для персонального компьютера.

Встроенное ПО газоанализаторов разработано изготовителем специально для решения задач измерения содержания определяемых компонентов в воздухе рабочей зоны.

Встроенное ПО газоанализатора идентифицируется в зависимости от модификации путем вывода номера версии:

• - ГСО-Р1 - при включении электрического питания на индикаторе ГСО-Р1И или при подключении к персональному компьютеру с использованием программы «TestGSO»;

• - МГСО-Р1 - при включении электрического питания на индикаторе терминала.

Встроенное ПО газоанализатора ГСО-Р1 выполняет следующие функции:

• - обработку и передачу измерительной информации от первичного измерительного преобразователя;

• - формирование выходного аналогового (от 4 до 20 мА) и цифровых (RS-485, HART) сигналов;

• - формирование релейных выходных сигналов;

• - самодиагностику аппаратной части газоанализатора.

Встроенное ПО терминала выполняет следующие функции:

• - прием измерительной информации в цифровой (только RS-485) или аналоговой форме от выносных датчиков (газоанализаторов стационарных оптических ГСО-Р1);

• - отображение результатов измерений на встроенном индикаторе терминала по каждому измерительному каналу;

• - прием входных и формирование выходных цифровых сигналов RS-485;

• - формирование релейных выходных сигналов;

• - ведение и хранение журнала событий;

• - самодиагностику аппаратной части Терминала.

Встроенное ПО газоанализатора ГСО-Р1 реализует следующие расчетные алгоритмы:

• 1) вычисление значений содержания определяемого компонента в воздухе рабочей зоны по данным от первичного измерительного преобразователя;

• 2) вычисление значений выходного аналогового и цифрового сигналов;

• 3) сравнение результатов измерений содержания определяемых компонентов с заданными пороговыми уровнями и формирование сигнализации о превышении;

• 4) непрерывная самодиагностика аппаратной части газоанализатора.

Встроенное ПО терминала газоанализатора МГСО-Р1 реализует следующие расчетные алгоритмы:

• 1) сравнение результатов измерений содержания определяемых компонентов с заданными пороговыми уровнями и формирование сигнализации о достижении пороговых уровней;

• 2) формирование выходных сигналов;

• 3) непрерывную самодиагностику аппаратной части Терминала.

Автономное ПО предназначено для обмена данными с персональным компьютером посредством интерфейсов RS-232, RS-485, поставляется на оптическом диске или ином носителе цифровой информации и состоит из следующих программных модулей:

• - TestGSO;

- tga_set;

- tga_event.

Все программы автономного ПО предназначены для работы в среде операционных систем семейства Windows и Linux в стандартной конфигурации. Для работы необходим COM-порт или его эмуляция через переходник USB-RS232.

Программа TestGSO предназначена для проверки работоспособности датчика ГСО-Р1Д, а также для его настройки и калибровки при использовании интерфейса RS-485.

Программа tga_set предназначена для настройки терминала - задания исходного файла конфигурации, изменения порогов срабатывания (при необходимости), задания или коррекции текущего времени встроенных часов, изменения задержек срабатывания реле, изменения сетевого номера терминала и др. функции при использовании интерфейса RS-232.

Программа tga_event предназначена для чтения «журнала событий», сохранения его в виде текстового файла, коррекции встроенных часов, сброса «журнала событий». Используется интерфейс RS-232.

Автономное ПО - TestGSO, tga_set, tga_event не являются метрологически значимыми и не используются при контроле содержания определяемых компонентов в воздухе.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
	ГСО-Р1И	ГСО-Р1Д		Терминал-А
Идентификационное наименование ПО	D-hart- 485.hex	GSO-P1-hart.hex	TestGSO	tga_set	tga_event
Номер версии (идентификационный номер) ПО 1	1.2	1.2	1.2	1.93	2.34
Цифровой	0x575A	3EE36204h	977ED346	F70913C5	94125C30
идентификатор ПО 2	алгоритм CRC16	алгоритм CRC32	алгоритм CRC32	алгоритм CRC32	алгоритм CRC32

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов

Определяемый компонент (измерительный канал)	Диапазон измерений содержания определяемого компонента 1)		Пределы допускаемой основной погрешности 2)
	% НКПР 3)	объемной доли, %	абсолютной	относи тельной, %
метан (СН4)	от 0 до 50 включ. св. 50 до 100	от 0 до 2,2 включ. св. 2,2 до 4,4	■ 5 % НКПР	±10
метан (СН4)	от 0 до 60 включ. св. 60 до 100	от 0 до 2,64 включ. св. 2,64 до 4,4	+3 % НКПР	±5
этан (СзНб)	от 0 до 50 включ. св. 50 до 100	от 0 до 1,2 включ. св. 1,2 до 2,4	±5 % НКПР	±10
пропан (СзН8)	от 0 до 50 включ. св. 50 до 100	от 0 до 0,85 включ. св. 0,85 до 1,7	■ 5 % НКПР	±10
пропан (СзН8)	от 0 до 60 включ. св. 60 до 100	от 0 до 1,02 включ. св. 1,02 до 1,7	±3 % НКПР	±5
н-бутан (С4Н10)	от 0 до 50 включ. св. 50 до 100	от 0 до 0,7 включ. св. 0,7 до 1,4	±5 % НКПР	±10
изобутан (i-C4Hio)	от 0 до 50 включ. св. 50 до 100	от 0 до 0,65 включ. св. 0,65 до 1,3	±5 % НКПР	±10
н-пентан (С5Н12)	от 0 до 50 включ. св. 50 до 100	от 0 до 0,55 включ. св. 0,55 до 1,1	±5 % НКПР	±10
н-гексан (СбН14)	от 0 до 50 включ. св. 50 до 100	от 0 до 0,5 включ. св. 0,5 до 1,0	±5 % НКПР	±10
гептан (C7H16)	от 0 до 50	от 0 до 0,425	±5 % НКПР
н-октан (C8H18)	от 0 до 50	от 0 до 0,4	±5 % НКПР
нонан (C9H20)	от 0 до 50	от 0 до 0,35	±5 % НКПР
декан (C10H22)	от 0 до 50	от 0 до 0,35	±5 % НКПР
этилен (C2H4)	от 0 до 50 включ. св. 50 до 100	от 0 до 1,15 включ. св. 1,15 до 2,3	±5 % НКПР	±10
пропилен (C3H6)	от 0 до 50 включ. св. 50 до 100	от 0 до 1,0 включ. св. 1,0 до 2,0	±5 % НКПР	±10
этиленоксид	от 0 до 50 включ.	от 0 до 1,3 включ.	±5 % НКПР	-
(CH2CH2O)	св. 50 до 100	св. 1,3 до 2,6	-	±10
бензол (C6H6)	от 0 до 50 включ. св. 50 до 100	от 0 до 0,6 включ. св. 0,6 до 1,2	±5 % НКПР	±10
стирол (C8H8)	от 0 до 50	от 0 до 0,55	±5 % НКПР
толуол (C6H5CH3)	от 0 до 50	от 0 до 0,5	±5 % НКПР
метанол (CH3OH)	от 0 до 50	от 0 до 3,00	±5 % НКПР
этанол (C2H5OH)	от 0 до 50	от 0 до 1,55	±5 % НКПР
ацетон ((CH3)2CO)	от 0 до 50	от 0 до 1,25	±5 % НКПР
этилацетат (CH3COOC2H5)	от 0 до 50	от 0 до 1,0	±5 % НКПР
метилтретбутиловый эфир (С5Н12О)	от 0 до 50	от 0 до 0,8	±5 % НКПР	-

Определяемый компонент (измерительный канал)	Диапазон измерений содержания определяемого компонента 1)		Пределы допускаемой основной погрешности 2)
	% НКПР 3)	объемной доли, %	абсолютной	относи тельной, %
пары нефтепродуктов 4)	от 0 до 50	-	±5 % НКПР	-
диоксид углерода (CO2)	-	от 0 до 5	±(0,02 + 0,08^Свх5)) % (об.)	-

Нормальные условия измерений:

• - диапазон температуры окружающего воздуха, ⁰С

• - диапазон относительной влажности окружающего воздуха, %

• - диапазон атмосферного давления, кПа

• ¹⁾ Диапазон показаний довзрывоопасных концентраций для всех определяемых компонентов (кроме диоксида углерода) от 0 до 100 % НКПР

• ²⁾ Ввиду того, что газоанализаторы обладают чувствительностью к широкой номенклатуре органических веществ помимо указанных, пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов нормированы только для смесей, содержащих только один горючий компонент.

• ³⁾ Значения НКПР горючих газов и паров горючих жидкостей указаны в соответствии с ГОСТ 31610.20-1-2020

• ⁴⁾ Градуировка ГСО-Р1-пары нефтепродуктов осуществляется изготовителем на один из определяемых компонентов (определяется при заказе):

• - нефтепродукты (кроме мазута и судового топлива), соответствующие требованиям технического регламента "О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту";

• - топливо дизельное по ГОСТ 305-2013;

• - керосин по ГОСТ Р 52050-2020;

• - уайт-спирит по ГОСТ 3134-78;

• - топливо для реактивных двигателей по ГОСТ 10227-86;

• - бензин авиационный по ГОСТ 1012-2013;

• - бензин неэтилированный по ГОСТ Р 51866-2002.

• ⁵⁾ Свх - значение объемной доли определяемого компонента на входе газоанализатора, %.

Таблица 3 -

Наименование характеристики	Значение
Предел допускаемой вариации выходного сигнала, в долях от пределов допускаемой основной погрешности	0,5
Пределы допускаемого изменения показаний за 24 ч непрерывной работы, в долях от пределов допускаемой основной погрешности	±0,5
Предел допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с	10
Пределы допускаемой дополнительной погрешности газоанализаторов от изменения температуры окружающей среды в диапазоне условий эксплуатации от -60 °С до +100 °С при эксплуатации Терминала-А в диапазоне от -10 °С до +45 °С, индикатора и оповещателя - в диапазоне от -60 °С до +85 °С, на каждые 10 °С от температуры 20 °С, в долях от пределов допускаемой основной погрешности	±0,2

Наименование характеристики	Значение
Пределы допускаемой дополнительной погрешности газоанализаторов от изменения относительной влажности анализируемой среды в диапазоне условий эксплуатации от 0 до 95 % на каждые 10 % от влажности 65 %, в долях от пределов допускаемой основной погрешности	±0,2
Пределы допускаемой дополнительной погрешности газоанализаторов от изменения атмосферного давления в диапазоне условий эксплуатации от 84 до 106,7 кПа на каждые 3,3 кПа от давления 101,3 кПа, в долях от пределов допускаемой основной погрешности	±0,2

Таблица 4 - Основные технические характеристики газоанализаторов

Наименование характеристики	Значение
Время прогрева, мин, не более	1
Потребляемая электрическая мощность, Вт, не более: - газоанализаторы ГСО-Р1	2,5
- газоанализаторы ГСО-Р1 (при срабатывании сигнализации)	3,0
- терминал газоанализатора МГСО-Р1	150
Электропитание осуществляется: - газоанализатора ГСО-Р1 постоянным током напряжением, В - терминала газоанализатора МГСО-Р1 однофазным переменным	24±6
током частотой (50+1) Гц напряжением, В	220122
Степень защиты газоанализаторов от попадания внутрь корпуса пыли и воды по ГОСТ 14254 - 2015: - датчик ГСО-Р1Д	IP66, IP67
- индикатор ГСО-Р1И	IP66, IP67
- оповещатель ГСО-Р1-СЗО	IP66
- терминал газоанализаторов МГСО-Р1	IP20
Средняя наработка до отказа, ч	100 000
Средний срок службы газоанализаторов, лет	15
Условия эксплуатации: Диапазон температуры окружающей среды, °С:
- газоанализаторы ГСО-Р1	от -60 до +100
- индикатор ГСО-Р1И	от -60 до +85
- оповещатель ГСО-Р1-СЗО	от -60 до +85
- Терминал-А газоанализатора МГСО-Р1	от -10 до +45
Относительная влажность окружающей среды при температуре 35 °C, %	до 95
Диапазон атмосферного давления, кПа	от 84 до 106,7
Терминал выполнен в общепромышленном исполнении и предназначен для размещения во взрывобезопасных зонах
Датчик     ГСО-Р1Д     имеет     виды     взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка «d» по ГОСТ IEC 60079-1-2013 и «искробезопасная электрическая цепь «i» по ГОСТ 31610.11-2014 (IEC 60079-11- 2011), маркировка по ГОСТ 31610.0-2019 (IEC 60079-0-2017)	1Ех db [ib] IIC T4 Gb X

Наименование характеристики	Значение
Индикатор    ГСО-Р1И    имеет    виды    взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка «d» по ГОСТ IEC 60079-1-2013 и «искробезопасная электрическая цепь «i» по ГОСТ 31610.11-2014 (IEC 60079-11- 2011), маркировка по ГОСТ 31610.0-2019 (lEC 60079-0-2017)	1Ех db ib IIC T4 Gb X
Оповещатель имеет вид взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь «i» по ГОСТ 31610.11-2014 (IEC 60079-112011), маркировка по ГОСТ 31610.0-2019 (IEC 60079-0-2017)	1Ex ib IIC T4 Gb X

Таблица 5 - Габаритные размеры и масса составных частей газоанализаторов

Наименование устройства	Габаритные размеры, мм, не более			Масса, кг, не более
	длина	ширина	высота
Газоанализатор ГСО-Р1: - датчик ГСО-Р1Д	202	118	182	2.7 (алюминиевый сплав) 5.8 (нержавеющая сталь)
- индикатор ГСО-Р1И	120	120	70	1,2 (алюминиевый сплав) 2,1 (нержавеющая сталь)
- оповещатель ГСО-Р1-СЗО	87	54	70	0,22 (алюминиевый сплав) 0,45 (нержавеющая сталь)
Терминал газоанализатора МГСО-Р1	482	266	132	5,0

Знак утверждения типа

наносится:

• 1) на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом;

• 2) на переднюю панель корпуса терминала газоанализатора (модификация МГСО-Р1) и на табличку, расположенную на корпусе датчика ГСО-Р1Д (модификация ГСО-Р1) фотохимическим или иным способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 6 - Комплектность газоанализаторов

Наименование	Обозначение	Количество	Примечание
Газоанализатор	ГСО-Р1	1 шт.	В заданной конфигурации
Газоанализатор	МГСО-Р1	1 шт.	В заданной конфигурации
Камера калибровочная	КБРЕ.301261.001	1 шт.	На партию поставки от 1 до 10 датчиков ГСО-Р1Д
Магнитный ключ	КБРЕ.301111.200	1 шт.	На партию поставки от 1 до 10 датчиков ГСО-Р1Д
Комплект монтажный для подключения к воздуховоду	КБРЕ.413311.300	1 к-т	По специальному заказу
Комплект монтажный для крепления на трубу		1 к-т	По специальному заказу
Защитный козырёк	КБРЕ.745261.200	1 шт.	По специальному заказу
Паспорт	КБРЕ.413311.006ПС	1 экз.	На каждый газоанализатор ГСО-Р1, МГСО-Р1
Руководство по эксплуатации	КБРЕ.413311.006РЭ	1 шт.	На партию поставки от 1 до 10 датчиков ГСО-Р1Д

Наименование	Обозначение	Количество	Примечание
Методика поверки	-	1 шт.	На партию поставки от 1 до 10 датчиков ГСО-Р1Д

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 2 «Использование по назначению» документа КБРЕ.413311.006 РЭ «Газоанализатор стационарный оптический ГСО-Р1. Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие измерений

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

ГОСТ Р 52350.29.1-2010 Взрывоопасные среды. Часть 29-1. Газоанализаторы. Общие технические требования и методы испытаний газоанализаторов горючих газов;

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

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

КБРЕ.413311.006 ТУ Газоанализаторы стационарные оптические ГСО-Р1, Технические условия.

Изготовитель

Акционерное общество «Метеоспецприбор» (АО «Метеоспецприбор») ИНН 7810537861

Адрес: 192012, г. Санкт-Петербург, вн. тер. г. муниципальный округ пр-кт Обуховской обороны, д. 120, лит. Б, помещ. 1-Н, ПСН-03, эт. 1 Телефон/факс: 8 (812) 702-07-39

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологии имени Д.И.Менделеева» (ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева»)

Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр-кт, д. 19

Телефон: (812) 251-76-01, факс: (812) 713-01-14

Web-сайт: www.vniim.ru

E-mail: info@vniim.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314555.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» августа 2024 г. № 1945

Регистрационный № 88895-23

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Преобразователи измерительные BIS

Назначение средства измерений

Преобразователи измерительные BIS (далее - преобразователи) предназначены для преобразований аналоговых сигналов, поступающих от различных первичных преобразователей (термосопротивлений и термопар), а также силы и напряжения постоянного и переменного электрического тока, электрического сопротивления и частоты на входе в унифицированные аналоговые сигналы или цифровые сигналы на выходе.

Описание средства измерений

Принцип действия преобразователей основан на линейном или другом заданном преобразовании электрических сигналов, поступающих на вход преобразователя, в электрические сигналы на его выходе.

Преобразователи обеспечивают гальваническое разделение входных и выходных цепей и цепей питания.

Конструктивно преобразователи выполнены в пластмассовом корпусе, состоящем из нескольких частей, с установленной внутрь печатной платой. Преобразователи устанавливаются на монтажную DIN-рейку либо на объединительную плату BIS-DB.

Модификации в серии преобразователей отличаются назначением, входных и выходных каналов преобразования, характеристиками входных сигналов, типом питания, наличием (отсутствием) встроенного ЖК-дисплея.

Структура обозначения возможных модификаций преобразователей таблицах 1 и 2.

Таблица 1 - Модификации преобразователей

Код	BIS	-XXX-X	Х	Х	Х	Х	Х	Х	Х	Х	X
Номер позиции кода	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

Таблица 2 -

^п

Код	BIS	-XXX-	Х	Х	Х	Х	Х	Х	Х	X
Номер позиции кода	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Модификации преобразователей отображаются в условном обозначении в виде буквенно-цифрового кода, значения позиций которого описаны в таблицах 3 и 4.

Позиция кода	Значение кода		Доступно для модификаций
	FC-H	преобразователь частотных сигналов, кГц, в корпусе тип H
	PT-H	преобразователь сигналов от потенциометра, в корпусе тип H
3	Функция преобразователя:		-
		Пусто - код пропускается - значение по умолчанию - интеллектуальный преобразователь
	M	Стандартный преобразователь
4	Количество входных каналов:		-
		Пусто - код пропускается - значение по умолчанию - одноканальный
	D	Двухканальный
5	Вход преобразователя в диапазоне:
	1	(0-20) мВ	MV-C0
	2	(0-50) мВ
	3	(0-100) мВ
	4	(0-200) мВ
	1	(4-20) мА	GL-C, GLA-C, GLB-C, GL-H, GLB-H
	2	(1-5)В
	3	(0-10) мА
	4	(0-5)В
	5	(0-10)В
	6	(0-20) мА
	1	(0-60) В переменного тока	DL-C101
	2	(0-110) В переменного тока
	3	(0-220) В переменного тока
	4	(0-380) В переменного тока
	1	(0-1) A переменного тока	DL-C002
	2	(0-2.5) A переменного тока
	3	(0-5) A переменного тока
	4	(0-10) A переменного тока
6	Выход №1 преобразователя:		-
	1	(4-20) мА
	2	(1-5)В
	3	(0-10) мА
	4	(0-5)В
	5	(0-10)В
	6	(0-20) мА
	1S	(4-20) мА пассивный

Позиция кода	Значение кода		Доступно для модификаций
7	Выход №2 преобразователя:		-
		Пусто - код пропускается - значение по умолчанию - выход отсутствует
	1	(4-20) мА
	2	(1-5)В
	3	(0-10) мА
	4	(0-5)В
	5	(0-10)В
	6	(0-20) мА
	1S	(4-20) мА пассивный
	8	RS-485
8	Выход №3 преобразователя (при наличии):		GL-C
	1	(4-20) мА
	2	(1-5)В
	3	(0-10) мА
	4	(0-5)В
	5	(0-10)В
	6	(0-20) мА
9	Выход №4 преобразователя (при наличии):		GL-C
	1	(4-20) мА
	2	(1-5)В
	3	(0-10) мА
	4	(0-5)В
	5	(0-10)В
	6	(0-20) мА
10	Способ подачи питания:
		Пусто - код пропускается - питание от сети 220 В переменного или постоянного тока	WD-C, MV-C0, GL-C, FC-C
	D	Питание 24 В постоянного тока через клеммные зажимы	XX-C, MV-C0, XX-H
	DPB	Питание 24 В постоянного тока через шину питания (Power bus)	XX-C
	L	Питание преобразователя через контур выходного сигнала	WD-C, GL-C
	DH	Питание 24 В постоянного тока через клеммные зажимы одноканальной версии преобразователя с корпусом 17,8 мм с компенсацией холодного спая	WD-C

Позиция кода	Значение кода		Доступно для модификаций
	DHPB	Питание 24 В постоянного тока через шину питания (Power bus) одноканальной версии преобразователя с корпусом 17,8 мм с компенсацией холодного спая	WD-C
	011	Питание 24 В постоянного тока через клеммные зажимы	DL-C101, DL-C002
	021	Питание от сети 220 В переменного или постоянного тока
	031	Питание преобразователя через контур выходного сигнала
11	Входной сигнал преобразователей температуры:		WD-C, WDA-C, WD-H
		Пусто - код пропускается - универсальный вход
	.TC	Вход для термопары
	.RTD	Вход для термопреобразователя сопротивления

Примечания:

Для повторителей напряжения мВ и сопротивления применяются позиции кода 1, 2, указывается количество выходов и, далее, 10.

Повторитель сопротивления RR-C3D имеет два входа и два выхода.

Таблица 4 преобразова

Возможные значения позиций кода обозначения для модификаций й по таблице 2

Позиция кода	Значение кода		Доступно для модификаций
1	2	3	4
1	BIS	Преобразователь измерительный BIS	-
2	EXA	Преобразователь для подключений входных аналоговых сигналов	-
	EXB	Преобразователь для подключений выходных аналоговых сигналов
3	С	Преобразователь с установкой на DIN-рейку	-
	K	Преобразователь с установкой на DIN-рейку
	H	Преобразователь с установкой на объединительную плату BIS-DB
4	Функция Преобразователя:		-
		Пусто - код пропускается - значение по умолчанию - интеллектуальный Преобразователь
	M	Стандартный Преобразователь

Позиция кода	Значение кода		Доступно для модификаций
5	Вход Преобразователя в диапазоне:		-
	0	Преобразователь для термопар и термопреобразователей сопротивления
	1	Преобразователь для термопар, милливольтовых сигналов, мостовых датчиков1)
	2	Преобразователь для сопротивления, термопреобразователя сопротивления
	3	Преобразователь для аналоговых входных и выходных сигналов постоянного тока мА
	4	Преобразователь для аналоговых входных сигналов напряжения постоянного тока
	6	Преобразователь для частотного входа
	8	Преобразователь для входных сигналов датчиков вибрации
	9	Преобразователь для потенциометра
6	Количество входных каналов:		-
		Пусто - код пропускается - значение по умолчанию - одноканальный
	D	Двухканальный
7	Выход №1 Преобразователя:		-
	1	(4-20) мА
	2	(1-5)В
	3	(0-10) мА
	4	(0-5)В
	5	(0-10)В
	6	(0-20) мА
	7,8	Выход повторитель входа 1:1
	1S	(4-20) мА пассивный
	N	(4-20) мА
	R	(4-20) мА
8	Выход №2 Преобразователя (при наличии):		-
		Пусто - код пропускается - значение по умолчанию - выход отсутствует
	1	(4-20) мА
	2	(1-5)В
	3	(0-10) мА
	4	(0-5)В
	5	(0-10)В
	6	(0-20) мА

Позиция кода	Значение кода		Доступно для модификаций
	7	Выход повторитель входа 1:1
	A1(A2)	Контакт реле
	T1	RS-485
	1S	(4-20) мА пассивный
	N	(4-20) мА
	R	(4-20) мА
9	Дополнительный параметр:		-
		Пусто - код пропускается - значение по умолчанию - без дополнительного параметра
	H	Компенсация холодного спая одноканальной версии для корпуса 17,8 мм	EXA-C0, EXA- C1
	V5	Напряжение возбуждения 5В постоянного тока для мостового датчика	EXA-C1
	V6	Напряжение возбуждения 6В постоянного тока для мостового датчика
	V8	Напряжение возбуждения 8В постоянного тока для мостового датчика
	V9	Напряжение возбуждения 9В постоянного тока для мостового датчика
	V12	Напряжение возбуждения 12В постоянного тока для мостового датчика
	P1	Питание датчика частотного сигнала тип 1	EXA-C6, EXA- H6
	P2	Питание датчика частотного сигнала тип 2	EXA-C6, EXA- H6
10	Способ подачи питания:		-
		Пусто - код пропускается - питание от сети 24 В постоянного тока
	PB	Питание 24 В постоянного тока через шину питания (Power bus)	EXA-C, EXB-C
	L	Питание Преобразователя через контур выходного сигнала	EXA-C, EXB-C, EXA-K, EXB-K

¹⁾ - для модификации EXA-C***V* с добавлением индекса "V*" в конце кода

Части корпуса соединены между собой защелками, которые механически разрушаются при попытке вскрытия.

Конструкцией преобразователей не предусмотрено пломбирование.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер, состоящий из арабских цифр, наносится на боковую панель преобразователя лазерным или термотрансферным способом или в виде наклейки, что обеспечивает однозначную идентификацию каждого преобразователя в процессе эксплуатации.

г) преобразователи с установкой на объединительную плату BIS-DB

Рисунок 1 - Общий вид преобразователей измерительных BIS

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) встроено в постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) преобразователей, записывается изготовителем на этапе производства, и не

может быть изменено потребителем. Программное обеспечение выполняет функции вычисления результатов измерений, формирования входных и выходных сигналов, защиты результатов измерений и параметров преобразователей от несанкционированных изменений.

Конструкция преобразователей исключает возможность несанкционированного влияния на ПО средства измерений и измерительную информацию в процессе эксплуатации.

Идентификационные данные ПО преобразователей указаны в таблице 5.

Таблица 5 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	NewPwr.SmartMCT
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0
Цифровой идентификатор ПО	-
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения	-

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

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и технические характеристики преобразователей измерительных BIS приведены в таблицах 6 и 7.

Таблица 6 -

BIS

^п

Тип НСХ (1) (входного сигнала)	Диапазон измерений		Пределы допускаемой основной погрешности: Y - приведенная (2); Л - абсолютная;	Пределы допускаемой дополнительной погрешности, вызванной отклонением температуры окружающего воздуха от нормальных условий в рабочем диапазоне температур, на каждый 1 °С, в процентах от диапазона измерений, %
1	2	3	4	5
50М	от -180 °С до +200 °С	от 10,26 до 92,80 Ом	R < 150 °C: Л = ±0,15 °C; R > 150 °C: Y = ±0,1 %	±0,003 (4), ±0,01 (5), ±0,004 (6)
100М	от -180 °С до +200 °С	от 20,53 до 185,60 Ом
50П	от -200 °С до +850 °С	от 8,62 до 197,58 Ом
100П	от -200 °С до +850 °С	от 17,24 до 395,16 Ом
Pt100	от -200 °С до +850 °С	от 18,52 до 390,48 Ом
ТПП (S)	от -50 °С до +1768 °С	от -0,236 до 18,693 мВ	R< 800 °C: Л = ±0,8 °C (3); R >800 °C: Y = ±0,1 % (3)	±0,003 (4), ±0,01 (5)
ТПП (R)	от -50 °С до +1768 °С	от -0,226 до 21,101 мВ
ТПР (B)	от 0 °С до 1820 °С	от -0,003 до 13,820 мВ
ТХА (К)	от -270 °С до +1372 °С	от -6,458 до 54,886 мВ	R <500 °C: Л = ±0,5 °C (3); R > 500 °C: Y = ±0,1 % (3)	±0,003 (4), ±0,01 (5)
ТХКн (Е)	от -270 °С до +1000 °С	от -9,835 до 76,373 мВ
ТЖК (J)	от -210 °С до +1200 °С	от -8,095 до 69,553 мВ
ТНН (N)	от -270 °С до +1300 °С	от -4,345 до 47,513 мВ
ТМК (т)	от -270 °С до +400 °С	от -6,258 до 20,872 мВ
ТХК (L)	от -200 °С до +800 °С	от -9,488 до 66,466 мВ
Напряжение постоянного тока	от 0 В до 5 В от 1 В до 5 В от 0 В до 10 В		Y = ±0,1 %	±0,003(4), ±0,005(5)
	от 0 В до 10 мВ		Y = ±0,1 % (10)	±0,005
	от 0 В до 20 мВ		Y = ±0,1%	±0,003
	от 0 В до 50 мВ		Y = ±0,1%	±0,003

таблицы 6

1	2	3	4	5
	от 0 В до 100 мВ		Y = ±0,1 %	±0,003 (4), ±0,01 (5)
	от 0 В до 200 мВ		Y = ±0,1%	±0,003
	от -100 мВ до 100 мВ		Y = ±0,05 %	±0,005
Сопротивление постоянному току	от 18 Ом до 400 Ом		<200 Ом: Л = ±0,2 Ом; >200 Ом: Y = ±0,1 %	±0,003
Сопротивление постоянному току потенциометрических устройств	от 0 до 100 %	от 0 до 10 кОм	Y = ±0,1 %	±0,003 (4), ±0,01 (5)
Сила постоянного тока	от 0 до 10 мА		Y = ±0,1 %	±0,003 (4), ±0,005 (5)
	от 0 до 20 мА
	от 4 до 20 мА		Y = ±0,1 %, Y = ±0,2 % (7); Y = ±0,4 % (8) (9)	±0,003 (4), ±0,005 (5) (9), ±0,01(7) (8)
Частота	от 0,1 Гц до 100 кГц		Y = ±0,1 %	±0,003 (4), ±0,01 (5)
Напряжение переменного тока	от 0 В до 60 В от 0 В до 110 В от 0 В до 220 В от 0 В до 380 В		Y = ±0,2 %	-
Напряжение электрического тока при частоте переменного тока от 0,1Гц до 20кГц	от -20 В до -0 В от -10 В до 10 В		Л = ±20 мВ (11); Y = ±1% в диапазоне частот от 0,1 Гц до 1 кГц; Y = от -2% до +1% в диапазоне частот от 1 кГц до 20 кГц	±0,01

таблицы 6

1	2                           3	4	5
Сила переменного тока	от 0 А до 1 А от 0 А до 2,5 А от 0 А до 5 А от 0 А до 10 А	Y = ±0,2 %	-
1) типы НСХ - по ГОСТ 6651-2009 (МЭК 60751) для термопреобразователей сопротивления и ГОСТ Р 2) нормирующим значением для приведенной погрешности является диапазон выходного сигнала; 3) нормировано без учета погрешности измерения температуры холодного спая. Погрешность компен условии применения съемных клеммных блоков с внешним элементом компенсации холодног BIS-TC-CJC31, BIS-TC-CJC32; 4) для преобразователей измерительных с установкой на DIN-рейку; 5) для преобразователей измерительных с установкой на объединительную плату BIS-DB; 6) для моделей BIS-EXA-C21T1, BIS-WD-C18D.RTD; 7) для моделей BIS-EXB-CM31L, BIS-EXB-CM3D11L; 8) для моделей BIS-EXA-CM31L, BIS-EXA-CM3D11L; 9) для моделей BIS-GL-CM11L, BIS-GL-CMD111L; 10) для модификации EXA-C***V*; 11) погрешность преобразования постоянной составляющей для модификаций BIS-EXA-C87, BIS-EXA			Р 8.585-2001 (МЭК 60584-1) для термопар; 1сации холодного спая составляет < ±1 °C при о спая BIS-TC-CJC31.Ex, BIS-TC-CJC32.Ex, -C88.
Примечания: 1) Для термопреобразователей сопротивления при трех проводной схеме подключения максимально допустимое сопротивление провода 20 Ом. Для BIS-EXA-KM21 максимально допустимое сопротивление провода 50 Ом (при трех проводной схеме подключения). 2) R - сконфигурированный в сервисном ПО или с помощью органов управления (DIP-переключатели) поддиапазон преобразования аналоговых сигналов. 3) Температура воздуха окружающей среды в нормальных условиях составляет (25 ± 2) °С

Таблица 7 - Основные технические

BIS

^п

Наименование характеристики	Значение
Количество входных каналов (в зависимости от модификации)	1; 2
Количество выходных каналов (в зависимости от модификации)	1; 2
Выходные сигналы: - аналоговые сигналы - дискретные сигналы - цифровые сигналы	(4-20) мА; (1-5) В; (0-10) мА; (0-5) В; (0-20) мА; (0-10) В; [(-20)-0] В; [(-10)-10] В; [(-100)-100] мВ; (18-400) Ом. открытый коллектор; эмиттерный повторитель; потенциальный выход; контакт реле. HART; RS-485.
Номинальное значение напряжение постоянного тока, В	24
Напряжение питающей сети переменного тока, В	220±22
Частота питающей сети переменного тока, Гц	50,0±0,2
Потребляемая мощность, Вт, не более	3,0
Масса, кг, не более	0,2
Габаритные размеры (ШхВхГ), мм, не более - для модификаций устанавливаемых на DIN-рейку - для модификаций устанавливаемых на объединительную плату	18х110х117 16х122х105
Условия эксплуатации: - температура воздуха для преобразователей кроме BIS-EXA-K, BIS-EXB-K, включая BIS-EXA-K01, °С - температура воздуха для преобразователей BIS-EXA-K, BIS-EXB-K, °С - относительная влажность воздух для преобразователей кроме BIS-EXA-K, BIS-EXB-K при температуре +35 °С, % - относительная влажность воздуха для преобразователей кроме BIS-EXA-K, BIS-EXB-K при температуре +40 °С, % - атмосферное давление, кПа	от -20 до +60 от -40 до +70 от 30 до 80 от 10 до 90 от 84 до 106,7

Знак утверждения типа

наносится на боковую панель преобразователей лазерным или термотрансферным способом или в виде наклейки, на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорт типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Преобразователь измерительный	BIS-XXX-X(X)(X)(X)(X)(X)(X)(X)(X)(X) BIS-XXX-X(X)(X)(X)(X)(X)(X)(X)	1
Руководство по эксплуатации1)	РЭ.27.90.11 -010-01574217-2022-01	12)
Паспорт1)	ПС.27.90.11 -010-01574217-2022-01	1
Методика поверки1)	-	12)
1) допускается поставка в электронном виде; 2) допускается прилагать 1 экземпляр на партию изделий, поставляемых в один адрес.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в разделе 5.2 документа РЭ.27.90.11-010-01574217-2022-01.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 июля 2023 г. № 1520 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2360 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты»;

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

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 октября 2018 г. № 2091 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне 1х10^-16  100 А»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 17.03.2022 г. № 668 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений силы переменного тока от 1^10^-8 до 100 А в диапазоне частот от 1-10"¹ до 1^10⁶ Гц»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 18 августа 2023 г. № 1706 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений переменного электрического напряжения до 1000 В в диапазоне до 2^10⁹ Гц»;

ГОСТ 6651-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из и никеля. Общие технические требования и методы испытаний»;

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

ТУ 27.90.11-010-01574217-2022 «Преобразователи измерительные, барьеры искрозащиты, изоляторы гальванические BIS».

Правообладатель

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

ИНН 1661046052

Юридический адрес: 420085, Республика Татарстан (Татарстан), г. о. город Казань, г. Казань, ул. Беломорская, д. 69А, оф. 314

Телефон (факс): (843) 526-73-10

Изготовитель

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

ИНН 1661046052

Адрес: 420085, Республика Татарстан

г. Казань, ул. Беломорская, д. 69А, оф. 314

Телефон (факс): (843) 526-73-10

Испытательный центр

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

Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 24 Телефон (факс): (843) 293-18-33

E-mail: isp13@tatcsm.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310659

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» августа 2024 г. № 1945

Регистрационный № 65010-16

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Теплосчетчики ЛОГИКА 6962

Назначение средства измерений

Теплосчетчики ЛОГИКА 6962 предназначены для измерения количества теплоты (тепловой энергии), расхода, объема, массы, температуры и давления теплоносителя (воды и пара) в системах тепло- и водоснабжения, температуры окружающего воздуха, атмосферного давления и других параметров контролируемой среды.

Описание средства измерений

Принцип действия теплосчетчиков состоит в измерении параметров теплоносителя, транспортируемого по трубопроводам, передаче измеренных значений в виде электрических сигналов в тепловычислитель с последующим их преобразованием в значения физических величин и выполнением вычислений в соответствии с уравнениями измерений.

В составе теплосчетчиков используются в любом сочетании первичные преобразователи, типы которых приведены в таблице 1 (в скобках указан регистрационный номер составной части в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений). В качестве комплексного компонента теплосчетчиков используется тепловычислитель СПТ961 (35477-12), СПТ962 (64150-16) или СПТ963 (70097-17) совместно с измерительными адаптерами АДС97 (38646-08).

Теплосчетчики различаются количеством, составом и уровнем точности измерительных каналов. Конкретный состав теплосчетчика и значения метрологических характеристик определяются заказом и приводятся в паспорте.

Таблица 1 - Первичные преобразователи в составе теплосчетчиков Преобразователи расхода КАРАТ-520 (44424-12) US800 (21142-11) ULTRAHEAT-T150/2WR7 (51439-12) Геликон РЭЛ-100 (89865-23) ВИРС-М (84820-22) ВИРС-У (90171-23) UFM 3030 (48218-11) УРЖ2КМ Модель 3 (62890-15) УРЖ2КМ (23363-12) OPTISONIC (80128-20) УРМ (90760-23) ВПС (78168-20) ВЭПС-Р (61872-15) Метран-300ПР (16098-09) Метран-320 (24318-03) ДРГ.М (26256-06)

Общий вид составных частей теплосчетчиков приведен на рисунках 1 - 5.

Рисунок 1 - Тепловычислитель СПТ961 (СПТ962, СПТ963) Рисунок 2 - Адаптер АДС97

Рисунок 5 - Преобразователи температуры

Обозначение, код модификации и заводской номер, однозначно идентифицирующий каждый экземпляр теплосчетчика, а также обозначения, коды модификаций и заводские номера составных частей приводятся в паспорте теплосчетчика.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) теплосчетчиков встроенное, неперезагружаемое при эксплуатации, имеет метрологически значимую часть, резидентно размещено в тепловычислителе и 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 2.

Таблица 2 -

данные ПО

Идентификационные данные	Значение
Номер версии:      - модификации с тепловычислителем СПТ961	02.Х.ХХ
- модификации с тепловычислителем СПТ962	01.0.х.хх
- модификации с тепловычислителем СПТ963	01.0.Х.ХХ
Контрольная сумма: - модификации с тепловычислителем СПТ961	2B12
- модификации с тепловычислителем СПТ962	F409
- модификации с тепловычислителем СПТ963	FFB3

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч	от 0,01 до 105
Диапазон измерений массового расхода, т/ч	от 0,01 до 105
Диапазон измерений объема, м3	от 8^10-6 до 9^108
Диапазон измерений массы, т	от 8^10-6 до 9^108
Диапазон измерений температуры, °C	от -50 до +300
Диапазон измерений давления, МПа	от 0 до 8
Диапазон измерений тепловой мощности, ГДж/ч	от 10-5 до 9^108
Диапазон измерений количества теплоты, ГДж	от 8^10-9 до 9^108
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении тепловой мощности и количества теплоты в закрытой системе при (t1-t2) > 3°С, % - для теплосчетчиков класса 1 - для теплосчетчиков класса 2	±[2+12/(t1-t2)+0,01-DG] ±[3+12/(t1-t2)+0,02-DG]
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении тепловой мощности и количества теплоты в открытой системе при (t1-t2) > 3°С, % - для теплосчетчиков класса 1 - для теплосчетчиков класса 2	±(1,5+0,01-DG)/(1-a-p) ±(3+0,01-DG)/(l-a-p)
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении расхода, объема и массы, % - для теплосчетчиков класса 1 - для теплосчетчиков класса 2	±(1+0,01-Dg) ±(2+0,02^Dg)
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении температуры, °С - для теплосчетчиков классов 1 и 2	±(0,3+0,002-|t|)

Наименование характеристики	Значение
Пределы допускаемой приведенной к верхнему пределу измерений погрешности при измерении давления, % - для теплосчетчиков классов 1 и 2	±0,2; ±0,5; ±0,8
Пределы допускаемой относительной погрешности часов, % - для теплосчетчиков классов 1 и 2	±0,01
Примечание. а=М2/М1; М1 - масса [т] теплоносителя, прошедшего по подающему трубопроводу, М2 -по обратному трубопроводу; 0<а<1. e=t2/t1; t1 - температура [°С] теплоносителя в подающем трубопроводе, t2 - в обратном трубопроводе. DG=GB/G; GB, G - соответственно верхний предел измерений и текущее значение расхода в подающем трубопроводе [м3/ч].

Таблица 4 - Технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха,°С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа	от 5 до 50 80 при 35 °С и более низких температурах от 84 до 106,7
Электропитание, В	переменный ток: (220 til ) В, (50±1) Гц; постоянный ток: от 12 до 42 В; встроенный источник 3,6 В
Габаритные размеры и масса	приведены в описаниях типа составных частей
Средняя наработка на отказ, ч	35000
Средний срок службы, лет	12

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационных документов типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Состав теплосчетчика ЛОГИКА 6962

Наименование	Количество
Тепловычислитель	1 шт.
Адаптер измерительный	от 0 до 2 шт.
Преобразователи расхода	от 1 до 16 шт.
Преобразователи давления	от 1 до 16 шт.
Преобразователи температуры	от 1 до 16 шт.
Руководство по эксплуатации с методикой поверки (РАЖГ.421431.039 РЭ)	1 экз.
Паспорт (РАЖГ.421431.039 ПС)	1 экз.
Эксплуатационная документация составных частей	1 к-т.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе РАЖГ.421431.039 РЭ «Теплосчетчики ЛОГИКА 6962. Руководство по эксплуатации», раздел 5.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ Р 51649-2014 Теплосчетчики для водяных систем теплоснабжения. Общие технические условия;

МИ 2714-2002 Энергия тепловая и масса теплоносителя в системах теплоснабжения. Методика выполнения измерений. Основные положения;

РАЖГ.421431.039 ТУ Теплосчетчики ЛОГИКА 6962. Технические условия.

Изготовители

Акционерное общество «Теплоэнергомонтаж» (АО «ТЭМ») ИНН 7804012841

Юридический адрес: 195221, г. Санкт-Петербург, ул. Ключевая, д. 30, лит. А, помещ. 2 (6-Н), 5 (6-Н)

Адрес места осуществления деятельности:   190020,

наб. Обводного канала, д. 150 Тел./факс: (812) 3253637, 3253638

E-mail: komplekt@tem.spb.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГБУ «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Очаково-Матвеевское, 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 записи в реестре аккредитованных лиц № 30004-13.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» августа 2024 г. № 1945

Регистрационный № 89797-23

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Манометры дифференциального давления

Назначение средства измерений

Манометры дифференциального давления (далее - манометры) предназначены для измерений разности давлений газообразных или жидких сред и для сигнализации о достижении измеряемым давлением заданной величины.

Описание средства измерений

Принцип действия манометров основан на использовании зависимости между измеряемым давлением и упругой деформацией чувствительного элемента, которая с помощью передаточного механизма преобразуется в угловое перемещение стрелки или шкалы манометра.

Манометры могут изготавливаться в 18 модификациях, отличающихся исполнением, метрологическими характеристиками и условиями эксплуатации.

Манометры состоят из чувствительного элемента, передаточного механизма, циферблата со шкалой, стрелкой и защитного стекла, помещенных в металлический или пластиковый корпус.

Манометры модификаций DPBL, LFDPBL, SFDPBL, LSDPBL оснащены чувствительным элементом из нержавеющей стали.

Манометры модификаций DPDS, LFDPDS, SFDPDS, LSDPDS могут применяться для измерения агрессивных сред за счет специального покрытия чувствительного элемента.

Манометры модификаций DPDH, LFDPDH предназначены для измерений высокого статического давления до 250 кг/см².

Манометры модификаций DPDX имеют облегченную конструкцию для ОЕМ-применений.

Манометры модификаций DPCP предназначены для измерений небольшого дифференциального давления в системах с чистым и сухим воздухом или газом.

Манометры модификаций DPMG предназначены для измерений создаваемого вентиляторами и воздуходувками давления, перепада давления на фильтрах, тяги печи, перепада давления на измерительных диафрагмах и т.д.

Манометры модификаций IDMSB, IDNSB, IDNSD, DPMH, LFDPMH дополнительно оснащены сигнализирующими устройствами, замыкающими (размыкающими) электрические сигнальные и управляющие цепи при достижении установленных значений давления.

В целях повышения виброустойчивости корпуса манометров могут заполняться демпфирующей жидкостью.

Манометры могут иметь указатель предельного значения в виде дополнительной красной стрелки внутри корпуса манометра или в виде металлической скобы, окрашенной в красный цвет и устанавливаемой на корпус манометра.

На циферблат манометра возможно нанесение логотипа «НТА-Пром». При этом в обязательном порядке манометры имеют также логотип «General».

Внешний вид манометров представлен на рисунках 1 и 2.

Заводской номер наносится типографским способом на корпус или циферблат манометра, или типографским способом на наклейку, прикрепленную на корпус или циферблат манометра, или методом лазерной гравировки на корпус/информационную табличку, прикрепленную на корпус манометра, или методом ударно-точечной маркировки на корпус манометра в местах, указанных на рисунке 3.

Место нанесения знака утверждения типа

Знак поверки наносится типографским способом на корпус, циферблат или заднюю панель манометра, или типографским способом на наклейку, прикрепленную на корпус, циферблат или заднюю панель манометра в местах, указанных на рисунке 4.

Пломбирование манометров осуществляется в виде нанесения на кольцо и боковую поверхность корпуса специальной наклейки, которая разрушается при попытке удалить ее или вскрыть корпус.

Место пломбирования указано на рисунке 5.

Место нанесения пломбы

Рисунок 5 - Место пломбирования

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики манометров приведены в таблицах 1 - 2.

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Модификация	Значение
Диапазоны измерений давления, мбар 1),2),3)	DPBL, LFDPBL, SFDPBL, LSDPBL	от 0 до 16000
	DPDS, LFDPDS, SFDPDS, LSDPDS	от 0 до 4000
	DPDH, LFDPDH	от 0 до 6000
	DPDX	от 0 до 6000
	DPCP	от 0 до 100
	DPMH, LFDPMH	от 0 до 6000
	DPMG	от 0 до 30
	IDMSB, IDNSB, IDNSD	от 0 до 6000
Пределы допускаемой основной приведенной (к диапазону   измерений)   погрешности измерений давления, % 1)	DPBL, LFDPBL, SFDPBL, LSDPBL	±1,0
	DPDS, LFDPDS, SFDPDS, LSDPDS	±1,6
	DPDH, LFDPDH	±1,6; ±2,0
	DPDX	±1,0
	DPCP	±2,0
	DPMH, LFDPMH	±2,0
	DPMG	±2,0; ±3,0; ±4,0
	IDMSB, IDNSB, IDNSD	±1,0; ±1,6; ±2,0
Вариация показаний, % 1)	DPBL, LFDPBL, SFDPBL, LSDPBL	1,0
	DPDS, LFDPDS, SFDPDS, LSDPDS	1,6
	DPDH, LFDPDH	1,6; 2,0
	DPDX	1,0

Наименование характеристики	Модификация	Значение
	DPCP	2,0
	DPMH, LFDPMH	2,0
	DPMG	2,0; 3,0; 4,0
	IDMSB, IDNSB, IDNSD	1,0; 1,6; 2,0
Пределы допускаемой основной приведенной (к диапазону измерений) погрешности срабатывания сигнализирующего устройства, %	IDMSB, IDNSB, IDNSD, DPMH, LFDPMH	±2,0
Пределы   допускаемой   дополнительной погрешности,    вызванной    отклонением температуры от нормальных условий, % от диапазона измерений / 10 °С	Все модификации	±0,4
Примечания: 1) Конкретное значение указано в паспорте манометра; 2) Приведены максимально возможные диапазоны. Возможно изготовление манометров с диапазонами измерений, лежащими внутри приведенных диапазонов; 3) Манометры могут изготавливаться с другими диапазонам и единицами измерения давления, допущенными к применению в Российской Федерации.

Таблица 2 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Нормальные условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С	от +15 до +25
- относительная влажность, %, не более	90
- атмосферное давление, мм рт.ст.	от 720 до 780
Рабочий диапазон температуры окружающего воздуха,	от -60 до +65
Диаметр шкалы, мм, не более: 1) - DPBL, LFDPBL, SFDPBL, LSDPBL - DPDS, LFDPDS, SFDPDS, LSDPDS, DPDH, LFDPDH, DPDX, DPCP,	150, 160
DPMH, LFDPMH, IDMSB, IDNSB, IDNSD	100, 150
- DPMG	100, 114
Масса без заполнения демпфирующей жидкостью, кг, не более: - диаметр 100 мм	8,0
- диаметр 114 мм	0,6
- диаметр 150 мм	9,0
- диаметр 160 мм	9,5
Масса с заполнением демпфирующей жидкостью, кг, не более: - диаметр 100 мм	9,0
- диаметр 114 мм	1,2
- диаметр 150 мм	10,0
- диаметр 160 мм	10,5
Диапазон уставок сигнализирующего устройства, % от диапазона измерений 2)	от 10 до 90
Число срабатываний контактов, не менее 2)	100000
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	100000
Средний срок службы, лет, не менее	10
Примечания: 1) Конкретное значение указано в паспорте манометра; 2) Для модификаций IDMSB, IDNSB, IDNSD, DPMH, LFDPMH.

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист паспорта, корпус или циферблат манометра.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Манометр	Модификация в соответствии с заказом	1 шт.
Паспорт	—	1 шт. 1)
Примечание: 1) Допускается комплектовать одним экземпляром паспорта партию идентичных манометров, направляемых в один адрес, с перечислением в паспорте заводских (серийных) номеров партии.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в разделе 5 паспорта манометров.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к манометрам дифференциального давления

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 августа 2021 г. № 1904 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений разности давлений до 1^10⁵ Па»;

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

Стандарт предприятия фирмы «General Instruments Consortium», Индия.

Правообладатель

Фирма «General Instruments Consortium», Индия

Юридический адрес: 194/195, Gopi Tank Road, Mahim, Mumbai - 400016, Maharashtra, India

Телефон: +91-9323195251

Факс: +91-22-24449123

Web-сайт: https://www.generalinstruments.co.in

Email: info@general-gauges.com

Изготовитель

Фирма «General Instruments Consortium», Индия

Юридический адрес: 194/195, Gopi Tank Road, Mahim, Mumbai - 400016, Maharashtra, India

Телефон: +91-9323195251

Факс: +91-22-24449123

Web-сайт: https://www.generalinstruments.co.in

Email: info@general-gauges.com

Производственная площадка:

Фирма «Gauges Bourdon India PVT LTD», Индия

Адрес: Plot. No 4,5,6,144,152, JAWAHAR Co. INDUSTRIAL ESTATE, KAMOTHE PANVEL - NAVI MUMBAI - 410209

Телефон: +91-93-23195251, +91-22-24449177

Web-сайт: https://www.generalinstruments.co.in

E-mail: exports@general-gauges.com

Испытательный центр

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

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

E-mail: office@vniims.ru,

Web-сайт: www.vniims.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «16» августа 2024 г. № 1945

Регистрационный № 82229-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Измерители уровня емкостные ЭСКОРТ ТД-BLE

Назначение средства измерений

Измерители уровня емкостные ЭСКОРТ ТД-BLE предназначены для измерений уровня топлива в топливных баках транспортных средств и стационарных емкостях.

ЭСКОРТ ТД-BLE по радиоканалу BluetoothLE.

Измерители уровня емкостные ЭСКОРТ ТД-BLE состоят из чувствительного элемента и корпуса, в котором размещены микроконтроллер, генератор частоты.

Измерители уровня емкостные ЭСКОРТ ТД-BLE изготавливаются с различной длиной чувствительного элемента.

К данному типу измерителей уровня емкостных ЭСКОРТ ТД-BLE относятся два исполнения: исполнение 1 и исполнение 2, которые отличаются друг от друга корпусом.

Серийный номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится методом печати на корпусе под крышкой в месте, указанном на рисунке 1.

Нанесение знака поверки на измерители уровня емкостные ЭСКОРТ ТД-BLE не предусмотрено.

Общий вид средства измерений представлен на рисунке 1.

Схема пломбировки от несанкционированного доступа, представлена на рисунке 2.

Рисунок 1 - Общий вид средства измерений

Программное обеспечение

Программное обеспечение состоит из ПО DFU-130, встроенного в измерители уровня емкостные ЭСКОРТ ТД-BLE и выполняющего функции измерений электрической емкости чувствительного элемента, изменяющейся пропорционально уровню топлива, и преобразования этого значения в цифровой код для передачи по протоколу ЭСКОРТ ТД-BLE по радиоканалу BluetoothLE, и автономного ПО для ПЭВМ на базе операционной системы Windows и для мобильных устройств на базе операционной системы Android Эскорт Конфигуратор, выполняющего функции настройки измерителя уровня емкостного ЭСКОРТ ТД-BLE и отображения измеренных значений уровня.

Влияние программного обеспечения характеристик измерителей уровня емкостных значений.

Идентификационные данные ПО

Таблица 1-

обеспечения

данные

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	DFU-130
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.2.0
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)	0xc15e3e99
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	CRC32

Т аб ли ца 2 -

обеспечения

данные автономного

Идентификационные данные (признаки)	Значение
	Windows	Android
Идентификационное наименование ПО	Эскорт Конфигуратор	Configurator Escort
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0.2.36	не ниже 1.0.34
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)	62AD1113	0xE162F43B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	CRC32

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений уровня в зависимости от длины чувствительного элемента, мм - транспортные средства - стационарные емкости	от 0 до 2500 от 0 до 6000
Длина чувствительного элемента, мм	от 150 до 6000
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений уровня к диапазону измерений, %	±1

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания:
- номинальное напряжение элемента питания, В	3,6
Ток потребления, мА, не более	30
Потребляемая мощность, Вт, не более	0,4
Степень защиты корпуса от проникновения пыли и влаги по	rPAQC
ГОСТ 14254-2015
Маркировка взрывозащиты	0Ex ia IIB T6 X
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С	от -45 до +50
- относительная влажность при температуре 25 °С, %	от 45 до 80
- атмосферное давление, кПа	от 84 до 106,7
Г абаритные размеры, мм, не более	Исполнение 1	Исполнение 2
- длина	90	88
- ширина	90	97
- высота	38+L1)	33+L1)
Масса, кг, не более	0,5+0,4^L1)
1) L - длина чувствительного элемента, м

Знак утверждения типа

наносится на корпус измерителей уровня емкостных ЭСКОРТ ТД-BLE методом печати, на титульный лист паспорта и руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Измеритель уровня емкостной	ЭСКОРТ ТД- BLE	1 шт.
Комплект монтажный1)	-	1 шт.
Руководство по эксплуатации	РЭ 26.51.52-005-59320438-19	1 экз.
Паспорт	ПС 26.51.52-005-59320438-19	1 экз.
1) В соответствии с заказом

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в п. 2.2 «Метод измерений» руководства по эксплуатации РЭ 26.51.52-005-59320438-19.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 г. № 3459 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений уровня жидкости и сыпучих материалов» (часть 1);

ТУ 26.51.52-005-59320438-19 Измерители уровня емкостные ЭСКОРТ ТД- BLE. Технические условия.

Правообладатель

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

ИНН 1661008650

Юридический адрес: 420127, г. Казань, ул. Дементьева, д. 2Б, к. 4

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Техавтоматика» (ООО «Техавтоматика») ИНН 1661008650

Адрес: 420127, г. Казань, ул. Дементьева, д. 2Б, к. 4

Телефон: 8-843-537-83-91

Web-сайт: www.fmeter.ru

Е-mail: info@t-a-e.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве и Московской области» (ФБУ «Ростест-Москва»)

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

Телефон: 8 (495) 544 00 00

Web-сайт: www.rostest.ru

Е-mail: info@rostest.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» августа 2024 г. № 1945

Регистрационный № 67527-17

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01

для измерений, преобразований параметров входных электрических сигналов, поступающих от первичных измерительных преобразователей, и вычислений расхода, количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов.

Описание средства измерений

Принцип действия комплексов измерительно-вычислительных ТН-01 основан на измерениях электрических сигналов, поступающих от первичных измерительных преобразователей через барьеры искробезопасности (при их наличии) на входные модули комплексов измерительно-вычислительных ТН-01. Измеренные значения электрических сигналов преобразуются в значения величин, необходимых для проведения вычислений расхода, количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов, с последующим отображением на дисплее и сохранением в отчетных документах. Результаты измерений и вычислений могут преобразовываться в выходные электрические сигналы.

Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 выполнены по блочно-модульному принципу на базе контроллеров программируемых логических REGUL RX00 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 63776-16). В состав комплексов измерительно-вычислительных ТН-01 могут входить следующие измерительные преобразователи (барьеры искрозащиты) (в зависимости от модификации и поставки), образующие измерительные каналы:

измерительные ввода-вывода серии ACT20, регистрационные информационном фонде по обеспечению единства измерений измерительные (барьеры искрозащиты) «ЭЛЕМЕР-БРИЗ 420-Ех», Федеральном информационном фонде по обеспечению единства

• - преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н-01, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 82252-21;

• - барьеры искрозащиты.

Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 выпускаются в модификациях 01, 02, 03, 04, 05, 06, 07, 08, 09, 10, 11, 12 и 13.

Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 модификаций 01 и 05 состоят из шкафа ИВК, построенного на базе двух наборных крейтов (корзин контроллеров с модулями ввода-вывода), работающих в режиме нагруженного резерва на уровне входных сигналов, и имеющего два монитора на лицевой двери шкафа и автоматизированное рабочее место оператора (для модификации 05).

Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 модификаций 02 и 06 состоят из шкафа ИВК, построенного на базе одного наборного крейта (корзины контроллера с модулями ввода-вывода) и имеющего один монитор на лицевой двери шкафа и автоматизированное рабочее место оператора (для модификации 06).

Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 модификаций 03 и 07 состоят из шкафа ИВК взрывозащищенного исполнения не ниже класса 1Ex d IIA T3, построенного на базе двух наборных крейтов (корзин контроллеров с модулями ввода-вывода), работающих в режиме нагруженного резерва на уровне входных сигналов, и имеющего два монитора и автоматизированное рабочее место оператора (для модификации 07). Один монитор установлен на лицевой двери шкафа, второй монитор может устанавливаться в шкафу ИВК или в шкафу системы автоматики.

Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 модификаций 04 и 08 состоят из шкафа ИВК взрывозащищенного исполнения не ниже класса 1Ex d IIA T3, построенного на базе одного наборного крейта (корзины контроллера с модулями ввода-вывода) и имеющего один монитор на лицевой двери шкафа и автоматизированное рабочее место оператора (для модификации 08).

Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 модификации 09 (переносного исполнения) состоят из нескольких переносных пластиковых ударопрочных кейсов, в которых размещены блок центрального процессорного устройства и счетно-импульсных каналов, блок аналоговых каналов, блок разделения аналоговых сигналов, и монитора. Каждый кейс для удобства перемещения оснащен краевыми роликами и выдвижной ручкой.

Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 модификаций 10 и 12 состоят из шкафа ИВК, построенного на базе двух наборных крейтов (корзин контроллеров с модулями ввода-вывода), работающих в режиме нагруженного резерва на уровне входных сигналов, и имеющего два монитора на лицевой двери шкафа, а также дополнительного наборного крейта (корзины контроллера с модулями ввода-вывода) и автоматизированного рабочего места оператора (для модификации 12).

Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 модификаций 11 и 13 состоят из шкафа ИВК, построенного на базе одного крейта (корзины контроллера с модулями ввода-вывода) и имеющего один монитор на лицевой двери шкафа, а также дополнительного наборного крейта (корзины контроллера с модулями ввода-вывода) и автоматизированного рабочего места оператора (для модификации 13).

Комплекс измерительно-вычислительный ТН-01 размещается в запираемом шкафу или ударопрочных кейсах (для модификации 09).

Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 обеспечивают вычисления:

- температуры нефти и нефтепродуктов;

- избыточного давления нефти и нефтепродуктов;

- объемного и массового расхода нефти и нефтепродуктов;

- вязкости нефти;

- содержания воды в нефти;

- содержания серы в нефти;

- объема и массы брутто нефти, объема и массы нефтепродуктов;

- массы нетто нефти;

- средневзвешенных значений температуры нефти и нефтепродуктов;

- средневзвешенных значений избыточного давления нефти и нефтепродуктов;

- средневзвешенных значений плотности нефти и нефтепродуктов;

- средневзвешенных значений вязкости;

- средневзвешенных значений содержания воды;

- средневзвешенных значений содержания серы;

- плотности нефти и нефтепродуктов в рабочих условиях;

- плотности нефти и нефтепродуктов, приведенной в соответствии с Р 50.2.076-2010 «Рекомендации по метрологии. ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения» к стандартным условиям (температура 15 °С и 20 °С, избыточное давление 0 МПа);

• - объема нефти и нефтепродуктов, приведенного к стандартным условиям (температура 15 °С и 20 °С, избыточное давление 0 МПа).

Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 выполняют следующие функции:

• - обработку результатов измерений при проведении поверки преобразователей расхода в соответствии с МИ 1974-2004 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки», МИ 1974-89 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки», МИ 1974-95 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки», МИ 3287-2010 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи объемного расхода. Методика поверки», МИ 3380-2012 «ГСИ. Преобразователи объемного расхода. Методика поверки на месте эксплуатации поверочной установкой», МИ 3233-2009 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи расхода жидкости ультразвуковые серий DFX-MM, DFX-LV фирмы «Metering & Technology SAS», Франция». Методика поверки установками поверочными трубопоршневыми», МИ 3265-2010 «Рекомендация. ГСИ. Ультразвуковые преобразователи расхода. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 3266-2010 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи объемного расхода эталонные. Методика поверки», МИ 3267-2010 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи объемного расхода. Методика поверки с помощью эталонного преобразователя объемного расхода», МИ 3312-2011 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи расхода жидкости ультразвуковые. Методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки, поточного преобразователя плотности и счетчиков-расходомеров массовых», МИ 3151-2008 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой поверочной установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности», МИ 3272-2010 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности», МИ 3288-2010 «Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки комплектом компакт-прувера, преобразователя объемного расхода и поточного преобразователя плотности», МИ 3189-2009 «Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion фирмы «Emerson Process Management». Методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки или компакт-прувера и поточного преобразователя плотности», ГОСТ Р 8.908-2015 «ГСИ. Средства измерений объемного расхода нефти и нефтепродуктов. Испытания, поверка и калибровка с применением трубопоршневых поверочных установок», МИ 3234-2009 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи расхода ультразвуковые. Методика поверки установками поверочными на базе компакт-прувера с компаратором»;

• - обработку результатов измерений при проведении поверки поверочных установок в соответствии с МИ 3155-2008 «Рекомендация. ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые. Методика поверки поверочными установками на базе мерника и объемного счетчика», МИ 2974-2006 «Рекомендация. ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые 2-го разряда. Методика поверки трубопоршневой поверочной установкой 1-го разряда с компаратором»;

• - обработку результатов измерений при проведении поверки поточных преобразователей плотности в соответствии с МИ 2816-2012 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»;

• - обработку результатов измерений при проведении контроля метрологических характеристик поточных преобразователей плотности в соответствии с МИ 3532-2015 «Рекомендация. ГСИ. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти»;

- обработку результатов измерений при проведении контроля метрологических характеристик поточных вискозиметров в соответствии с И-17.060.00-ЦМО-008-14 «Инструкция. Поточный вискозиметр. Методика контроля метрологических характеристик по результатам испытаний точечной пробы в химико-аналитической лаборатории»;

- обработку результатов измерений при проведении контроля метрологических характеристик поточных влагомеров в соответствии с И-17.060.00-ЦМО-009-14 «Инструкция. Поточный влагомер. Методика контроля метрологических характеристик по результатам испытаний точечной пробы в химико-аналитической лаборатории»;

- управление электроприводом исполнительного механизма поверочной установки (четырехходового крана) и приводами автоматических пробоотборников (для модификаций 10, 11, 12 и 13).

Заводской номер комплекса измерительно-вычислительного ТН-01 наносится на маркировочную табличку, закрепленную на внутренней или внешней стороне двери шкафа или крышки кейса, с помощью специализированного струйного принтера с термическим закреплением печати.

Общий вид средства измерений с указанием мест нанесения заводского номера и знака утверждения типа представлен на рисунке 1.

Примечание - Общий вид может отличаться от представленных на рисунке 1 в части установленных на лицевой двери шкафов моделей мониторов, расположения вентиляционных решеток и т.д.

в) модификация

03, 04, 07, 08

Рисунок 1 - Общий вид средства измерений с указанием мест нанесения заводского номера и знака утверждения типа

Пломбировка комплекса измерительно-вычислительного ТН-01 осуществляется путем пломбировки контроллера программируемого логического REGUL RХ00, входящего в состав комплекса измерительно-вычислительного ТН-01, нанесением знака поверки методом давления на свинцовую (пластмассовую) пломбу, установленную на проволоке, пропущенной через

существующие технологические отверстия в монтажной плате шкафа или передней панели кейса.

Схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунке 2.

Программное обеспечение

В комплексах измерительно-вычислительных ТН-01 применяется встроенное программное обеспечение (ПО). ПО имеет разделение на метрологически значимую часть и метрологически незначимую часть.

ПО комплекса измерительно-вычислительного ТН-01 предназначено для обработки измерительной информации от первичных преобразователей расхода, температуры, давления, содержания воды, содержания серы, плотности, вязкости, вычислений расхода и количества нефти и нефтепродуктов, индикации результатов измерений, сохранения результатов измерений и настроек комплекса измерительно-вычислительного ТН-01 в архивах, настройки и проведения диагностики комплекса измерительно-вычислительного ТН-01.

Комплекс измерительно-вычислительный ТН-01 создает и хранит данные двухчасовых, сменных, суточных и месячных отчетов, паспортов качества нефти и валовых актов приема-сдачи нефти и нефтепродуктов.

Комплекс измерительно-вычислительный ТН-01 несанкционированного доступа к ПО. Защита реализуется системы паролей.

Уровень защиты метрологически значимой части

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

№ п/п	Идентификационное наименование ПО	Номер версии (идентификационный номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО
1	AnalogConverter.app	1.0.0.6	90389369
		1.2.2.1	D1D130E5
		1.2.14.1	9319307D
2	SIKNCalc.app	1.0.0.24	81827767
		1.2.2.1	6AE1B72F
		1.2.14.2	D84B6F07
		1.7.14.3	17D43552
3	Sarasota.app	1.0.0.18	868EBFD5
		1.1.1.18	1994DF0B
		1.1.14.18	5FD2677A
4	PP_78xx.app	1.0.0.20	C1085FD3
		1.1.1.20	6AA13875
		1.1.14.20	CB6B884C
5	MI1974.app	1.0.0.30	8719824E
		1.1.1.30	D0F37DEC
		1.6.1.11	4BC442DC
		1.6.14.11	116E8FC5
6	MI3233.app	1.0.0.28	287EA7E8
		1.1.1.28	58049D20
		1.1.14.28	3836BADF
7	MI3265.app	1.0.0.30	A5D0EDC6
		1.1.1.30	587CE785
		1.6.1.3	29C26FCF
		1.6.14.3	4EF156E4
8	MI3266.app	1.0.0.29	18F18941
		1.1.1.29	F41FDE70
		1.6.1.6	4C134DD0
		1.6.14.6	4D07BD66
9	MI3267.app	1.0.0.24	379495DC
		1.1.1.24	4FB52BAB
		1.6.1.5	5E6EC20D
		1.6.14.5	D19D9225
10	MI3287.app	1.0.0.37	D498A0F8
		1.1.1.37	B3B9B431
		1.6.1.4	86FFF286
		1.6.14.4	3A4CE55B
11	MI3312.app	1.0.0.30	FE6D172F
		1.1.1.30	F3578252
		1.1.14.30	E56EAB1E

№ п/п	Идентификационное наименование ПО	Номер версии (идентификационный номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО
12	MI3380.app	1.0.0.47	EBD763AC
		1.1.1.47	76A38549
		1.6.1.12	E2EDEE82
		1.6.14.12	23F21EA1
13	KMH_PP.app	1.0.0.17	EFF0D8B4
		1.1.1.17	5B181D66
		1.1.14.17	71C65879
14	KMH_PP_AREOM.app	1.0.0.28	3F55FFF6
		1.3.3.1	62B3744E
		1.3.14.1	62C75A03
15	MI2816.app	1.0.0.4	5A4FC686
		1.1.1.5	C5136609
		1.1.14.5	B8DF3368
16	MI3151.app	1.0.0.21	C59A881C
		1.1.1.21	C25888D2
		1.1.14.21	F3B1C494
17	MI3272.app	1.0.0.50	936296D7
		1.1.1.50	4ECFDC10
		1.1.14.50	232DDC3F
18	KMH_MPR_MPR.app	1.0.0.4	26D8C364
		1.1.1.4	82DD84F8
		1.1.14.4	6A8CF172
19	MI3288.app	1.0.0.14	8336AB63
		1.1.1.14	C14A276B
		1.1.14.14	32D8262B
20	MI3155.app	1.0.0.30	C226EB11
		1.1.1.30	8DA9F5C4
		1.1.14.30	F70067AC
21	MI3189.app	1.0.0.21	47200DD9
		1.1.1.21	41986AC5
		1.1.14.21	35DD379D
22	KMH_PV.app	1.0.0.2	82B5BB32
		1.1.2.1	ADDE66ED
		1.1.14.1	9F5CD8E8
23	KMH_PW.app	1.0.0.2	2765BADE
		1.1.1.2	2A3ADF03
		1.1.14.2	5C9E0FFE
24	MI2974.app	1.0.0.21	5C9C7F0C
		1.1.1.21	C73AE7B9
		1.1.14.21	AB567359

№ п/п	Идентификационное наименование ПО	Номер версии (идентификационный номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО
25	MI3234.app	1.0.0.34	C526A2AF
		1.1.1.34	DF6E758C
		1.1.14.34	ED6637F5
26	GOSTR8908.app	1.0.0.33	ADFD8A95
		1.1.1.33	37CC413A
		1.1.14.33	8D37552D
27	MI1974 89.app	1.8.14.6	AB8E35D3
28	MI1974 95.app	1.8.14.6	6D5ED83A

Примечания

• 1. Допускается ограничивать количество программных модулей ИВК в зависимости от функционального назначения в применяемой измерительной системе.

• 2. Цифровой идентификатор ПО представлен в шестнадцатеричной системе счисления в виде буквенно-цифрового кода, регистр букв при этом может быть представлен в виде прописных или строчных букв, при этом значимым является номинал и последовательность расположения цифр или букв.

• 3. Алгоритм вычисления цифрового идентификатора - CRC32

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений силы постоянного тока, мА	от 4 до 20
Диапазон измерений напряжения постоянного тока, В	от 1 до 5 от 2 до 10
Диапазон формирования силы постоянного тока, мА	от 4 до 20
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении силы постоянного тока (включая барьеры искробезопасности), мА	±0,01
Пределы допускаемой приведенной погрешности при измерении напряжения постоянного тока, В	±0,05
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении, %:
- периода импульсного сигнала	±0,0015
- количества импульсов	±0,005
- количества импульсов за интервал времени	±0,005
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при формировании силы постоянного тока (включая барьеры искробезопасности), мА	±0,05
Пределы допускаемой относительной погрешности при преобразовании сигналов от первичных преобразователей в значение, %:
- объема нефти и нефтепродуктов	±0,02
- массы нефти и нефтепродуктов	±0,05
Пределы допускаемой относительной погрешности при преобразовании сигналов от первичных преобразователей и вычислении коэффициентов преобразования    преобразователей    расхода    при    определении метрологических характеристик, %	±0,025

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Количество входов для подключения первичных преобразователей (для модификаций 01, 02, 05,06, 10, 11, 12, 13): - аналоговый сигнал силы постоянного тока от 4 до 20 мА, напряжения постоянного тока от 2 до10 В и от 1 до 5 В, шт. - частотно-импульсный сигнал с частотой от 1 до 10000 Гц, шт.	от 8 до 64 от 6 до 30
- сигнал типа «сухой контакт» (детекторы трубопоршневой поверочной установки), шт., не более	6
Количество входов для подключения первичных преобразователей (для модификации 03, 04, 07, 08): - аналоговый сигнал силы постоянного тока от 4 до 20 мА, напряжения постоянного тока от 2 до10 В и от 1 до 5 В, шт. - частотно-импульсный сигнал с частотой от 1 до 10000 Гц, шт. - сигнал типа «сухой контакт» (детекторы трубопоршневой поверочной установки), шт., не более	от 8 до 16 от 3 до 6 6
Количество входов для подключения первичных преобразователей (для модификации 09): - аналоговый сигнал силы постоянного тока от 4 до 20 мА, напряжения постоянного тока от 2 до10 В и от 1 до 5 В, шт. - частотно-импульсный сигнал с частотой от 1 до 10000 Гц, шт. - сигнал типа «сухой контакт» (детекторы трубопоршневой поверочной установки), шт., не более	от 8 до 32 от 3 до 15 6
Параметры электрического питания (для модификаций 01, 02, 05, 06, 09, 10, 11, 12, 13): - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц	220±22 50±1
Параметры электрического питания (для модификации 03, 04, 07, 08): - напряжение постоянного тока, В	24±6
Потребляемая мощность, В^А, не более: - модификации 01, 02, 05, 06, 10, 11, 12, 13; - модификации 03, 04, 07, 08 - модификации 09 (одного кейса)	900 300 100
Габаритные размеры комплекса измерительно-вычислительного ТН-01 модификаций 01, 02, 05, 06, 10, 11, 12, 13, мм, не более* - высота - ширина - глубина	2200 800 600
Габаритные размеры комплекса измерительно-вычислительного ТН-01 модификации 03, 04, 07, 08, мм, не более* - высота - ширина - глубина	1200 800 500

Продолжение таблицы 3

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры одного кейса из состава комплекса измерительновычислительного ТН-01 модификации 09, мм, не более*
- высота	730
- ширина	510
- глубина	350
Масса комплекса измерительно-вычислительного ТН-01 (одного шкафа/кейса), кг, не более*:
- модификации 01, 02, 05, 06, 10, 11, 12, 13	320
- модификации 03, 04, 07, 08	250
- модификации 09	32
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С	от +10 до +35
- относительная влажность, %	от 30 до 80
- атмосферное давление, кПа	от 84 до 106,7
Средний срок службы, лет	8
Средняя наработка на отказ, ч	50000
* - приведены максимальные значения

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку, закрепленную на внутренней или внешней стороне двери шкафа или крышки кейса, с помощью специализированного струйного принтера с термическим закреплением печати, и на нижнюю часть титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта по центру типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Комплекс измерительно-вычислительный ТН-01	-	1 шт.
Руководство по эксплуатации	-	1 экз.
Формуляр	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 2 «Использование по назначению» части 1 руководства по эксплуатации.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 1 октября 2018 г. № 2091 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1^10^-16 до 100 А»;

Приказ Росстандарта от 28 июля 2023 г. № 1520 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы»;

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2360 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты»;

ГОСТ Р 8.674-2009 ГСИ. Общие требования к средствам измерений и техническим системам и устройствам с измерительными функциями;

ГОСТ Р 8.883-2015 ГСИ. Программное обеспечение средств измерений. Алгоритмы обработки, хранения, защиты и передачи измерительной информации. Методы испытаний;

ГОСТ 8.587-2019 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений; ТЕВД.421000.600ТУ Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01. Технические условия.

Изготовитель

Акционерное общество «Транснефть - Автоматизация и Метрология» (АО «Транснефть - Автоматизация и Метрология»)

ИНН 7723107453

Адрес: 123112, г. Москва, Пресненская наб., д. 4, стр. 2

Телефон: (495) 950-87-00, факс: (495) 950-85-97

Web-сайт: http://metrology.transneft.ru

E-mail: tam@transneft.ru

Испытательный центр

Всероссийский

Федерального научно-исследовательский (ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева)

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

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

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

Web-сайт: www.vniir.org

E-mail: office@vniir.org

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» августа 2024 г. № 1945

Регистрационный № 60935-15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Сигнализаторы горючих газов СГГ-20Микро

Назначение средства измерений

Сигнализаторы горючих газов СГГ-20Микро (далее - сигнализаторы) предназначены для непрерывных автоматических измерений объемной доли или довзрывоопасных концентраций одиночных горючих газов, паров горючих жидкостей и их совокупности в воздухе, а также выдачи сигнализации о достижении содержания определяемых компонентов установленных пороговых значений.

Описание средства измерений

Принцип действия сигнализаторов - термохимический.

Способ подачи контролируемой среды - конвекционный. Допускается принудительный способ подачи контролируемой среды на сигнализаторы.

Сигнализаторы представляют собой индивидуальные приборы непрерывного действия.

Конструктивно сигнализаторы состоят из корпуса, блока аккумуляторного и встроенного или выносного датчика (ВД) на кабеле или гибком держателе (ГД).

В сигнализаторах предусмотрены следующие каналы вывода информации:

• - табло;

• - световые, звуковые, вибрационные информационные сигналы.

Сигнализаторы выполняют следующие функции:

• - измерений с выводом результатов измерений на табло;

• - аварийной сигнализации уровня загазованности;

• - выбора/задания параметров сигнализаторов;

• - пересчета измеренных значений в массовую концентрацию;

• - расчета среднесменных значений массовой концентрации;

• - самодиагностики;

• - архивирования;

• - обмена данными с внешним устройством по каналу USB;

• - сброса параметров сигнализаторов к заводским настройкам;

• - тревожной сигнализации;

• - течеискателя.

Сигнализаторы выпускаются в модификациях, перечень, условные наименования и конструктивные отличия которых приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

Условное наименование модификации	Поверочный компонент	Тип сигнализатора по ГОСТ 27540-87/ контролируемое вещество	Способ крепления ТХД	Тип аккумулятора
СГГ-20Микро	метан (СН4)	совокупности компонентов/ согласно приложению А ИБЯЛ.413531.012ПС	встроенный	Ni-MH
СГГ-20Микро-01			ГД
СГГ-20Микро-02			выносной1)
СГГ-20Микро-03К			выносной2)
СГГ-20Микро-М	метан (СН4)	одиночного компонента/ метан (СН4)	встроенный
СГГ-20Микро-01М			ГД
СГГ-20Микро-02М			выносной1)
СГГ-20Микро-Г	гексан (СбН14)	совокупности компонентов/ согласно приложению А ИБЯЛ.413531.012ПС	встроенный
СГГ-20Микро-01Г			ГД
СГГ-20Микро-02Г			выносной1)
СГГ-20Микро-02ГД			встроенный
СГГ-20Микро-В	водород (Н2)	одиночного компонента/ водород (Н2)	встроенный
СГГ-20Микро-01В			ГД
СГГ-20Микро-02В			выносной1)
СГГ-20Микро-П	пропан (СзН8)	одиночного компонента/ пропан (СзН8)	встроенный
СГГ-20Микро-01П			ГД
СГГ-20Микро-02П			выносной1)
СГГ-20Микро-Л	метан (СН4)	совокупности компонентов/ согласно приложению А ИБЯЛ.413531.012ПС	встроенный	Li-Ion
СГГ-20Микро-01 -Л			ГД
СГГ-20Микро-02-Л			выносной1)
СГГ-20Микро-03К-Л			выносной2)
СГГ-20Микро-М-Л	метан (СН4)	одиночного компонента/ метан (СН4)	встроенный
СГГ-20Микро-01М-Л			ГД
СГГ-20Микро-02М-Л			выносной1)
СГГ-20Микро-Г-Л	гексан (СбН14)	совокупности компонентов/ согласно приложению А ИБЯЛ.413531.012ПС	встроенный
СГГ-20Микро-01Г-Л			ГД
СГГ-20Микро-02Г-Л			выносной1)
СГГ-20Микро-02ГД-Л			встроенный
СГГ-20Микро-В-Л	водород (Н2)	одиночного компонента/ водород (Н2)	встроенный
СГГ-20Микро-01В-Л			ГД
СГГ-20Микро-02В-Л			выносной1)
СГГ-20Микро-П-Л	пропан (СзН8)	одиночного компонента/ пропан (СзН8)	встроенный
СГГ-20Микро-01П-Л			ГД
СГГ-20Микро-02П-Л			выносной1)

• ¹⁾ Длина кабеля ВД - 5 м, по отдельному заказу - от 1 до 10 м.

• ²⁾ Сигнализаторы комплектуются приспособлением для контроля баллонов под давлением, длина кабеля 1 м.

Предусмотрено нанесение заводского номера в цифровом формате на табличку, расположенную на задней поверхности корпуса сигнализаторов, фотохимическим методом или лазерной гравировкой.

Ограничение доступа к внутреннему объему сигнализаторов осуществляется путем установки гарантийных (пломбировочных) стикер-наклеек.

Общий вид сигнализаторов с указанием мест нанесения знака заводского номера и схема пломбирования представлены на рисунках 1 и 2.

Нанесение знака поверки на сигнализаторы не предусмотрено.

СГГ-20Микро-Г Г?

УХЛ1.1 IP68 Г]Г Uo=3,2 V, 1о=2,6А -4О’С<Та< +5^’С O-5O%LEL, А„=±5% LEL №EA3l»RU.BH02.B.0№0 ОСВСИ ’ВНИИФТРГ 230001

■       ИБЯЛ.413531.012ТУ

Рисунок 2 - Общий вид таблички фирменной с указанием места нанесения знака утверждения типа и заводского номера

Программное обеспечение

В сигнализаторах используется встроенное программное обеспечение (ВПО), реализующее следующие функции: сбор, обработку и передачу измерительной информации, самодиагностику сигнализаторов.

Влияние ВПО на метрологические характеристики учтено при нормировании метрологических характеристик.

Уровень защиты ВПО и измерительной информации от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с рекомендациями Р 50.2.077-14.

Идентификационные данные ВПО приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ВПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
	Тип аккумулятора Ni-MН	Тип аккумулятора Li-Ion
Идентификационное наименование	SGG-20Micro-N	SGG-20Micro-L
Номер версии (идентификационный номер), не ниже	4.0	1.0
Цифровой идентификатор	С19А	9С3D
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	CRC-16

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3-

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений (диапазон показаний):
- сигнализаторы совокупности компонентов, % НКПР	от 0 до 50 (от 0 до 100)
- сигнализаторы одиночного компонента, объемная доля, %:
поверочный компонент - метан	от 0 до 2,50 (от 0 до 4,40)
поверочный компонент - водород	от 0 до 2,00 (от 0 до 2,40)
поверочный компонент - пропан	от 0 до 0,85 (от 0 до 1,70)

жение таблицы 3

Наименование характеристики	Значение
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности:
- сигнализаторы совокупности компонентов, % НКПР	±5
- сигнализаторы одиночного компонента, объемная доля, %:
поверочный компонент - метан	±0,25
поверочный компонент - водород	±0,20
поверочный компонент - пропан	±0,09
Пределы допускаемой вариации показаний:
- сигнализаторы совокупности компонентов, % НКПР	±2,5
- сигнализаторы одиночного компонента, объемная доля, %:
поверочный компонент - метан	±0,13
поверочный компонент - водород	±0,10
поверочный компонент - пропан	±0,05
Дрейф показаний сигнализаторов за 8 ч непрерывной работы, не более:
- сигнализаторы совокупности компонентов, % НКПР	±2,5
- сигнализаторы одиночного компонента, объемная доля, %:
поверочный компонент - метан	±0,13
поверочный компонент - водород	±0,10
поверочный компонент - пропан	±0,09
Время срабатывания сигнализации уровня загазованности при содержании определяемого компонента, в 1,6 раза превышающем значение уставки срабатывания, с, не более	15
Пределы допускаемой дополнительной погрешности сигнализаторов, при изменении температуры окружающей среды в рабочих условиях эксплуатации на каждые 10 °С от температуры, при которой определялась основная погрешность, не более:
- сигнализаторы совокупности компонентов, % НКПР:
поверочный компонент - метан	±1,0
поверочный компонент - гексан	±1,5
- сигнализаторы одиночного компонента, % объемной доли:
поверочный компонент - метан	±0,05
поверочный компонент - водород	±0,04
поверочный компонент - пропан	±0,03
Диапазон регулирования порогов срабатывания ПОРОГ1 (ПОРОГ2):
- сигнализаторы совокупности компонентов, % НКПР	от 0 до 45,0 (от 0 до 50,0)
- сигнализаторы одиночного компонента, объемная доля, %:
поверочный компонент - метан	от 0 до 2,25 (от 0 до 2,50)
поверочный компонент - водород	от 0 до 1,80 (от 0 до 2,00)
поверочный компонент - пропан	от 0 до 0,70 (от 0 до 0,85)

жение таблицы 3

Наименование характеристики	Значение
Диапазон сигнальных концентраций сигнализаторов совокупности компонентов в условиях эксплуатации, % НКПР1)	от 5 до 50
Пределы   допускаемой   основной   абсолютной   погрешности сигнализаторов совокупности компонентов по определяемым компонентам, отличным от поверочного, % НКПР: - с поверочным компонентом метан: по водороду, пропану, гексану - с поверочным компонентом гексан: по пропану по декану	±10 ±7,5 ±15
Нормальные условия измерений: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа	от +15 до +25 от 50 до 80 от 97,3 до 105,3
1) При значении порога сигнализации ПОРОГ2 - 12,0 % НКПР

Таблица 4 - Технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры, мм, не более: - корпус, длинахширина (ширина без клипсы)/высота	55x50(35)^105
- ТХД на ГД, длинахдиаметрхдлина ГД	65x23x300
- выносной ТХД, длинахдиаметрхдлина кабеля (максимальная длина)	100x20x1000
	(10000)
Масса (масса без клипсы), кг, не более: - встроенный ТХД	0,2 (0,17)
- ТХД на ГД	0,4 (0,37)
- выносной ТХД (без учета массы кабеля)	0,35 (0,32)
Время прогрева, с, не более	180
Диапазон показаний рассчитанных значений массовой концентрации, мг/м3	от 0 до 42000
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С	от -40 до +50
- относительная влажность окружающей среды при температуре +35 °С и более низких температурах, без конденсации влаги, %, не более	95
- атмосферное давление (высота над уровнем моря до 1000 м), кПа	от 84,0 до 120
Изменение пространственного положения вокруг каждой из трех взаимно перпендикулярных осей, к которому стойки сигнализаторы	360°
(рабочее положение)	(произвольное)
Электрическое питание от встроенного блока аккумуляторного, В: - Ni-MH	от 2,0 до 2,9
- Li-Ion	от 2,8 до 4,2
Степень защиты сигнализаторов по ГОСТ 14254-2015: - одноблочного - двухблочного:	IP68
корпус	IP68
ВД	IP54
Группа взрывозащищенного оборудования по ГОСТ 31610.0-2019	II

жение таблицы 4

Наименование характеристики	Значение
Вид взрывозащиты	искробезопасная электрическая цепь, взрывонепроницаемая оболочка
Уровень взрывозащиты оборудования по ГОСТ 31610.0-2019	взрывобезопасный Gb (1)
Маркировка взрывозащиты: - Ni-MH - Li-Ion	1Ex db ib IIC T6 Gb X 1Ex db ib IIC T5 Gb X

Таблица 5 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка на отказ, ч, не менее1)	35000
Назначенный срок службы, лет1)	20
1) Без учета срока службы ТХД и блока аккумуляторного

Знак утверждения типа

наносится на табличку, расположенную на задней стенке корпуса сигнализаторов, фотохимическим методом или лазерной гравировкой, а также на титульный лист руководства по эксплуатации, паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 6 - Комплектность сигнализаторов

Наименование	Обозначение	Количество
Сигнализатор горючих газов СГГ-20Микро1)	-	1 шт.
Ведомость эксплуатационных документов	ИБЯЛ.413531.012ВЭ	1 экз.
Комплект эксплуатационных документов2)	-	1 компл.
Комплект ЗИП3)	-	1 компл.
1) Модификация согласно заказу 2) Согласно ведомости эксплуатационных документов ИБЯЛ.413531.012ВЭ Методика поверки
входит в комплект эксплуатационных документов 3) Согласно ведомости ЗИП

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе «Использование по назначению» документа ИБЯЛ.413531.012РЭ «Сигнализаторы горючих газов СГГ-20Микро. Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средству измерения

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

ГОСТ 27540-87 Сигнализаторы горючих газов и паров термохомические. Общие технические условия;

ИБЯЛ.413531.012ТУ Сигнализаторы горючих газов СГГ-20Микро. Технические условия.

Изготовитель

Федеральное государственное унитарное предприятие «Смоленское производственное объединение «Аналитприбор» (ФГУП «СПО «Аналитприбор»)

ИНН 6731002766

Адрес: 214031, г. Смоленск, ул. Бабушкина, д. 3

Телефон: +7 (4812) 31-12-42, 31-30-77, 31-06-78

Бесплатный звонок по России: 8-800-100-19-50

Факс: +7 (4812) 31-75-17, 31-75-18, 31-75-16

Е-mail: info@analitpribor-smolensk.ru

Web-сайт: www.analitpribor-smolensk.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГБУ «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Очаково-Матвеевское, ул. Озерная, д. 46

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

E-mail: office@vniims.ru

Web-сайт: www.vniims.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» августа 2024 г. № 1945

Регистрационный № 43858-10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ Головной ГЭС Ардонского каскада ОАО «Зарамагские ГЭС»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ Головной ГЭС Ардонского каскада ОАО «Зарамагские ГЭС» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), а также аппаратуру для передачи/приема данных по линиям связи, источники бесперебойного питания для каналообразующей аппаратуры.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), в который входит устройство сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК, технические средства приема-передачи данных (каналообразующей аппаратуры).

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (ПО), устройство синхронизации системного времени, каналообразующую аппаратуру, рабочие станции (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС».

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

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

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает в промышленный контроллер. В контроллере происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на контроллере, далее информация поступает на сервер, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных при помощи АРМ.

На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Взаимодействие АИИС КУЭ Головной ГЭС Ардонского каскада ОАО «Зарамагские ГЭС» с ИАСУ КУ НП «АТС», филиалом ОАО «СОЦ-ДУ» ОДУ Юга «Северокавказское РДУ» организовано по инициативе АИИС в автоматическом режиме. Обмен данными осуществляется по трем логическим интерфейсам:

- интерфейс передачи коммерческой информации;

- интерфейс передачи технической информации;

- интерфейс технологического контроля на уровне базы данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит устройство синхронизации времени ИСС (регистрационный номер 71235-18).

Сравнение шкалы времени сервера с ИСС происходит не реже, чем 1 раз в сутки посредством встроенного ПО сервера ИВК. Коррекция шкалы времени сервера выполняется при расхождении шкал времени сервера ИВК и ИСС более, чем на ±1 с.

Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера не реже одного раза в сутки, коррекция времени УСПД проводится при расхождении времени УСПД и сервера более, чем на ±1с.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД не реже одного раза в сутки, коррекция времени счетчиков проводится при расхождении времени счетчика и УСПД более, чем на ±1с.

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Заводской номер АИИС КУЭ наносится типографским способом на этикетку, которая располагается на корпусе сервера ИВК, а также указывается в формуляре АИИС КУЭ.

Средству измерений присвоен заводской номер 422200036.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0». Уровень защиты ПО от преднамеренных и непреднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью их кодирования.

ПО не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

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

Метрологически значимой частью ПО «Пирамида 2.0» являются файлы BinaryPackControls.dll, CheckDataIntegrity.dll, ComIECFunctions.dll, ComModbusFunctions.dll, ComStdFunctions.dll, DateTimeProcessing.dll, SafeValuesDataUpdate.dll, SimpleVerifyDataStatuses.dll, SummaryCheckCRC.dll, ValuesDataProcessing.dll.

Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные признаки	Значение
Идентификационное наименование ПО	«Пирамида 2.0»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 10.8
Цифровые идентификаторы ПО для модулей:
BinaryPackControls.dll	EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476
CheckDataIntegrity.dll	E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7
ComIECFunctions.dll	BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27
ComModbusFunctions.dll	AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917
ComStdFunctions.dll	EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373
DateTimeProcessing.dll	D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D
SafeValuesDataUpdate.dll	B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB
SimpleVerifyDataStatuses.dll	61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39
SummaryCheckCRC .dll	EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5
ValuesDataProcessing.dll	013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Канал измерений		Состав измерительного канала
1	3^ о S о н « § к о й о й- Ю к g § § ё ё 8 о S g « с	Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №)		Обозначение, тип		УСПД УССВ
1	2	3		4		5
1G	и Г) § § 2 С1ч § к и о ч о U	н н	кл.т. 0,5S Ктт = 3000/5 рег. № 37544-08	А	ТШЛ-СЭЩ-10	Сикон С70 рег. № 28822-05 ИСС рег. № 71235-18
				В	ТШЛ-СЭЩ-10
				С	ТШЛ-СЭЩ-10
		к н	кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 рег. № 3344-04	А	ЗНОЛ.06
				В	ЗНОЛ.06
				С	ЗНОЛ.06
		6Г н о tr и	кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М

Пр имечания

• 1 Допускается замена ТТ, ТН, УСПД, 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 метрологических характеристик.

• 2 Допускается замена источника точного времени на аналогичный утвержденного типа.

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

• 4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средства измерений (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

• 5 Замена оформляется 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.

• 6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.

Таблица 3 -

Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%	55 %	520 %	5100 %
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I и;м' I 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1G (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,8	1,1	0,9	0,9
	0,8	2,5	1,6	1,2	1,2
	0,5	4,8	3,0	2,2	2,2
1.1, 1.2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	1,0	1,0	0,6	0,5	0,5
	0,8	1,1	0,8	0,6	0,6
	0,5	1,8	1,3	0,9	0,9
1.3 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4
1.5, 1.7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,8	1,1	0,9
	0,8	-	2,8	1,6	1,2
	0,5	-	5,4	2,9	2,2
1.8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2)	1,0	1,7	0,9	0,7	0,7
	0,8	2,5	1,5	1,0	1,0
	0,5	4,7	2,8	1,9	1,9
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%	55 %	520 %	5100 %
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I и;м' I 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1G (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,0	2,5	1,9	1,9
	0,5	2,4	1,5	1,2	1,2
1.1, 1.2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	1,8	1,4	1,0	1,0
	0,5	1,5	0,9	0,8	0,8
1.3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,0	1,6	1,3	1,3
	0,5	1,6	1,1	1,0	1,0
1.5, 1.7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,4	2,4	1,9
	0,5	-	2,5	1,5	1,2
1.8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2)	0,8	3,8	2,4	1,6	1,6
	0,5	2,4	1,4	1,1	1,1

Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%	55 %	520 %	5100 %
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм<I 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1G (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,9	1,2	1,0	1,0
	0,8	2,6	1,7	1,4	1,4
	0,5	4,8	3,0	2,3	2,3
1.1, 1.2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	1,0	1,2	0,8	0,8	0,8
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,0	1,4	1,2	1,2
1.3 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6
1.5, 1.7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,9	1,2	1,0
	0,8	-	2,9	1,7	1,4
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
1.8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2)	1,0	1,8	1,1	0,9	0,9
	0,8	2,5	1,6	1,2	1,2
	0,5	4,7	2,8	2,0	2,0
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%	55 %	520 %	5100 %
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм<I 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1G (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,2	2,9	2,3	2,3
	0,5	2,8	2,0	1,8	1,8
1.1, 1.2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,3	2,0	1,7	1,7
	0,5	2,0	1,6	1,5	1,5
1.3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,5	2,2	2,0	2,0
	0,5	2,0	1,7	1,6	1,6
1.5, 1.7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,6	2,8	2,3
	0,5	-	2,9	2,0	1,8

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±А), с

Пр имечания

• 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности Si(2)%p для coso 1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 5i(2)%p и 52%Q для COSO' 1,0 нормируются от I2%.

• 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности	0,87
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков	от +21 до +25
Рабочие условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности, не менее	0,5
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от +5 до +35
- для УСПД	от +5 до +35
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М:
- средняя наработка до отказа, ч	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСПД Сикон С70:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
устройство синхронизации времени ИСС:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее	125000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
сервер ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1

1	2
Глубина хранения информации
счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,
потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,
лет, не менее	3,5

• - формирование обобщенного события самодиагностики;

• - отсутствие напряжения по каждой фазе восстановления напряжения;

• - перерывы питания электросчетчика с

восстановления.

Журнал событий ИВК фиксирует:

• - изменение значений результатов измерений;

• - изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

• - факт и величину синхронизации (коррекции) времени;

• - пропадание питания;

• - замена счетчика.

Защищенность применяемых компонентов:

• - наличие механической защиты от несанкционированного доступа

• - счетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных измерительных цепей;

• - испытательной коробки;

• - УСПД, УССВ;

- ИВК.

наличие защиты на программном уровне:

• - пароль на счетчике;

• - пароли на сервере, предусматривающие разграничение

  прав доступа к

измерительным данным для различных групп пользователей;

• - ИВК.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации

способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформаторы тока	ТШЛ-СЭЩ-10	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВГ-110 УХЛ2	6 шт.
Трансформаторы тока	ТОЛ-10-I	9 шт.
Трансформаторы тока	ТВ	3 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06	6 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	5 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ	1 шт.
Счетчики электроэнергии	СЭТ-4ТМ.03М	7 шт.
УСПД	Сикон С70	1 шт.
Устройство синхронизации времени	ИСС	1 шт.
Сервер	«Аквариус» T50	1 шт.
Формуляр	НВПЦ.422200.036.ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого электрической энергии и мощности АИИС КУЭ Головной ГЭС Ардонского каскада

ОАО «Зарамагские ГЭС». Методика измерений аттестована ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311703.

Нормативные документы, устанавливающие требования к 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.

Изготовитель

Открытое акционерное общество «Электроцентроналадка» (ОАО «ЭЦН»)

ИНН 7730035496

Адрес: 121059, г. Москва, Бережковская наб., д. 16, к. 2

Телефон/факс: +7 (495) 989-92-60 E-mail: ao@ecn.ru

Испытательный центр

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

Телефон: +7 (495) 437-55-77

Факс: +7 (495) 437-56-66

Web-сайт: www.vniims.ru

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

в части вносимых изменений

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве и Московской области» (ФБУ «Ростест-Москва»)

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Факс: +7 (499) 124-99-96

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

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

¹

Номер версии ГСО-Р1Д и ГСО-Р1И записывается в виде «x.y», номер версии ПО Терминала-А - «х.уу», где «х» указывает на метрологически значимую (неизменяемую) часть ПО, а «y» (арабские цифры от 0 до 9) описывают модификации ПО, которые не влияют на МХ СИ (интерфейс, устранение незначительных программных ошибок и т.п.).

²

Значения контрольных сумм, указанные в таблице, относятся только к файлам ПО указанных версий

Влияние встроенного программного обеспечения учтено при нормировании метрологических характеристик газоанализаторов.

Газоанализаторы имеют защиту встроенного программного обеспечения от преднамеренных или непреднамеренных изменений. Уровень защиты по Р 50.2.077—2014: встроенного ПО «средний», автономного - «низкий».

---