1.1 Настоящая методика поверки распространяется на Систему измерительную автоматизированной системы управления технологическим процессом турбокомпрессора № 5 паровоздуходувной станции АО «ЕВРАЗ ЗСМК» (ИС), заводской № ИЦ316, изготовленную АО «ЕВРАЗ ЗСМК» и устанавливает методы и средства ее поверки.
1.2 Поверке подлежит ИС в соответствии с перечнем измерительных каналов (ИК), приведенным в приложении А.
1.3 Первичную поверку ИС выполняют после проведения испытаний с целью утверждения типа. Допускается совмещение операций первичной поверки и операций, выполняемых при испытаниях типа.
1.4 Периодическую поверку ИС выполняют в процессе эксплуатации через установленный межповерочный интервал (МПИ).
1.5 Внеочередную поверку проводят после ремонта системы, замены её измерительных компонентов. Допускается подвергать поверке только те ИК, которые подвергались ремонту.
1.6 Измерительные компоненты ИС (измерительные преобразователи (ИП), программируемый логический контроллер (PLC)) поверяют с МПИ, установленным при утверждении их типа.
1.7 Допускается применение ИП аналогичных типов, внесенных в информационный фонд по обеспечению единства измерений РФ с аналогичными техническими и метрологическими характеристиками (MX). При замене ИП на преобразователи аналогичных типов, необходимо об этом сделать запись в паспорте ИС п. 6 Особые отметки.
1.8 При замене измерительных компонентов на компоненты с отличающимися техническими и MX, для ИК подвергшихся модернизации, необходимо проведение испытаний с целью внесения изменений в описание типа.
1.9 При модернизации ИС путем введения новых ИК и в случае обновления программного обеспечения (ПО) ИС, расширении/модификации его функций, то проводятся испытания с целью внесения изменений в описание типа.
1.10 МПИ ИС-1 год.

2. Операции поверки

Таблица 1 - Операции поверки

Операции поверки	Номер пункта методики поверки	Проведение операций при
		первичной поверке	периодической поверке	внеочередной поверке
		первичной поверке	периодической поверке	после замены центрального процессора или модулей ввода	после переустановки ПО или замены компьютера АРМ
1	2	3	4	5	6
1 Внешний осмотр	8.1	+	+	+	-
2 Поверка измерительных компонентов ИС	8.2	+	+	+	-

Продолжение таблицы 1

1	2	3	4	5	6
3 Проверка условий эксплуатации ИС	8.3	+	+	-	-
4 Проверка функционирования ИС	8.4	+	+	+	+
5 Проверка идентификационных данных ПО	8.5	+	+	♦ +	+
6 Определение погрешности хода времени АРМ ИС относительно координированной шкалы времени UTC (SU)	8.6	+	+	-	+
7 Определение времени рассогласования между PLC и АРМ	8.7	+	+	♦ +	+
Примечания: «+» - операция выполняется, «-» - операция не выполняется; * - выполняется только при замене центрального процессора PLC.

3 Средства поверки

3.1 При проведении поверки применяются инструментальные средства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты ИС, а также приведенными в таблице 2.

Таблица 2 - Средства измерений

Наименование	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
Термогигрометр ИВА-6Р-Д	46434-11
Мультиметр цифровой 34401А	54848-13
Планшетный компьютер с фотоаппаратом, настроенный на синхронизацию шкалы времени с тайм-сервера уровня stratum 1 (ntpl.niiftri.irkutsk.ru) Восточно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ»	-

3.2 Применяемые для поверки СИ должны иметь действующие свидетельства о поверке.
3.3 Допускается применение других СИ, обеспечивающие измерение параметров с требуемой точностью.

4 Требования к квалификации поверителей

4.1 Поверка ИС выполняется специалистами, аттестованными в качестве поверителей СИ, ознакомившиеся с технической и эксплуатационной документацией и настоящей методикой поверки, имеющие удостоверение на право работы с напряжением до 1000 В (квалификационная группа по электробезопасности не ниже третьей).
4.2 При проведении поверки соблюдают требования охраны труда предприятия, на котором проводят поверку ИС. Выполняют требования действующих нормативных актов, инструкций по охране труда и окружающей среды.

5 Требования безопасности

При проведении поверки необходимо соблюдать требования безопасности, установленные в следующих документах:

- ГОСТ Р МЭК 60950-2002 «Безопасность оборудования информационных технологий»;
- «Правила устройств электроустановок», раздел I, III, IV;
- «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» (утверждены Минэнерго России от 13.01.03 № 6);
- «Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок» приказ № 328н от 24 июля 2013 г., с изменениями приказ № 74н от 19 февраля 2016 г.;
- СНиП 3.05.07-85 «Системы автоматизации»;
- эксплуатационная документация на СИ, испытательное оборудование и компоненты ИС;
- СанПиН 2.2.2.542-96 «Гигиенические требования к видеодисплейным терминалам, персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы»;
- Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности при получении, транспортировании, использовании расплавов черных и цветных металлов и сплавов на основе этих расплавов» приказ № 656 от 30 декабря 2013 г.;
- Инструкция по работе с компьютерной техникой (АСНи 01-99);
- СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение».

6 Условия поверки

Условия поверки ИС должны соответствовать техническим условиям эксплуатации компонентов ИС.

7 Подготовка к поверке

7.1 На поверку ИС предоставляют следующие документы:

- описание типа СИ;
- инструкцию по эксплуатации;
- техническую документацию:
- паспорт СИ;
- действующие свидетельства о поверке измерительных компонентов, входящих в состав ИК;
- свидетельство о предыдущей поверке ИС (при периодической и/или внеочередной поверке).

7.2 Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

- изучают настоящий документ и эксплуатационную документацию на поверяемую ИС и её компоненты;
- проводят организационные и технические мероприятия по обеспечению безопасности поверочных работ в соответствии с действующими правилами и руководствами по эксплуатации применяемого оборудования;
- подготавливают средства поверки к работе в соответствии с их эксплуатационной документацией.

8 Проведение поверки

8.1 Внешний осмотр

8.1.1 Проверяют соответствие комплектности ИС перечню, приведенному в паспорте СИ и таблице А.1 приложения А настоящей МП.
8.1.2 Проверяют целостность корпусов и отсутствие видимых повреждений измерительных компонентов.

8.1.3. Проверяют размещение измерительных компонентов, правильность схем подключения и маркировки, четкость нанесения обозначений.

8.1.4 Проверяют отсутствие обрывов и нарушений изоляции кабелей и жгутов, влияющих на функционирование ИС.
8.1.5 Проверяют отсутствие следов коррозии и нагрева в местах подключения проводных линий, отсоединившихся или слабо закрепленных элементов схемы.

При отсутствии возможности оперативного устранении недостатков, поверка ИС прекращается.

8.2 Поверка измерительных компонентов ИС

8.2.1 Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех измерительных компонентов: ИП, PLC. Перечень измерительных компонентов представлен в приложении А паспорта ИС и таблице А.1 приложения А настоящей МП.
8.2.2 Проверяют наличие поверительных пломб, клейм, соответствие типов и заводских номеров, фактически используемых измерительных компонентов типам и заводским номерам, указанным в предъявленных свидетельствах о поверке.

При выполнении условий указанных в п.п. 8.2.1 и 8.2.2 результат поверки считают успешным, а погрешности ИК соответствуют заявленным в описании типа СИ.

При выявлении измерительных компонентов без свидетельств о поверке, свидетельств с истекшим МПИ или не внесенных в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений РФ, операции по поверке ИС прекращаются.

8.3 Проверка условий эксплуатации ИС

Проверяют условия эксплуатации на соответствие требованиям нормированных в технической документации компонентов ИС.

Результат проверки положительный, если фактические условия эксплуатации каждого компонента ИС соответствуют рабочим условиям применения.

8.4 Проверка функционирования ИС

8.4.1 Проверка производится при её функционировании в рабочем режиме, средствами прикладного ПО, установленного на автоматизированном рабочем месте (АРМ).
8.4.2 Проверяют отображение текущих значений технологических параметров и информации о ходе технологического процесса, текущих значений даты и времени.
8.4.3 Проверяют отсутствие сообщений об ошибках и неисправностях в ИК.
8.4.4 Проверяют регистрацию измеренных данных, ведение архива данных по всем ИК. Результат проверки положительный, если выполняются все условия.

8.5 Проверка идентификационных данных ПО

8.5.1 Проверку идентификационных данных ПО ИС проводят в процессе штатного функционирования. Прикладное ПО ИС включает в свой состав программное обеспечение, функционирующее на АРМ и в контроллере.
8.5.2 Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИС -контрольные суммы файлов конфигурации проектов PLC и АРМ.
8.5.3 Определение значений контрольных сумм для файлов метрологически значимой части ПО проводится с помощью программатора с предустановленной утилитой HashCalc (допускается использование другой сторонней утилиты, реализующей расчет контрольной суммы по алгоритму MD5).

Определение значений контрольных сумм проводится следующим образом:

- запустить Hashcalc.exe;
- в выпадающем списке «Data Format» необходимо выбрать «File»;
- в текстовом поле «Data» указать путь до файла конфигурации проекта PLC;
- флажок «MD5» установить в положение включен;

- нажать кнопку «Calculate» и сравнить полученные данные с указанными в таблице 3 в соответствии с рисунком 1.

Н HashCalc — X

Data Format Data:

|Яе 'г iD:\ASU\PLC_Real_TK5\ombstx\offline\00000002\BAUSTEIN.DBT J

Key Format Key:

HMAC [Text string___| |

P MD5 bdc605fbfdc40bf71a9b855955a0f057

Г MD4

Г SHA1

Г SHA256 Г"

Г SHA384 Г"

Г SHA512

Г RIPEMD160 Г

Г PANAMA

Г T.IGER

Г М£2

Г ADLER32

Г CRC32

eDonkey/ eMule

SlavaSoft Calculate . Close Hefc

Рисунок 1 - Расчет контрольной суммы MD5 файла конфигурации проекта PLC

Таблица 3 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Проект контроллера PLC: «PLC_Real_TK5 » Проект WinCC подсистемы визуализации: «ТК5»
Номер версии (идентификационный номер ПО)	-
Цифровой идентификатор ПО	Для файла конфигурации проекта PLC «PLC Real ТК5 »: \PLC Real TK5\ombstx\offline\00000002\BAUSTEIN.DBT bdc605fbfdc40bf71a9b855955a0ft)57 \PLC Real TK5\ombstx\offline\00000002\SUBBLK.DBT 22e2daffl9acde708d02570650c26442 Для файла конфигурации проекта WinCC «ТК5 »: \TK5\TK5.MCP b5efced9a4ab7262d0096df37ad5a2b5 \TK5\TK5.mdf 6288df01309f7f81 e6625e31928be8d6
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

- в текстовом поле «Data» указать путь до файла конфигурации проекта WinCC станции визуализации;

- нажать кнопку «Calculate» в соответствии с рисунком 2 и сравнить полученные данные с указанными в таблице 3.

H HashCalc —		X
Data Format	Data:	X
\|Fte J	\|D:\ASll\TK5\TK5.MCP Key Format Key:	xl
Г HMAC	\| T ext tiring

& MD5	^: b5ef ced9a4ab7262d0096df37ad5a2b5
Г MD4	I
Г SHA1	Г
Г SHA256	г
Г SHA384	I
Г SHA512	I

Г RIPEMD160

Г PANAMA

Г TIGER

Г MD2

Г ADLER32

Г CRC32

еиопкеу/ eMule

SlavaSofl

ZiicdaHe |

Hefe

Рисунок 2 - расчет контрольной суммы MD5 файла конфигурации станции визуализации

8.5.4 Результат проверки положительный, если контрольные суммы файлов конфигурации проектов совпадают с приведенными в описании типа на ИС.

8.6 Определение погрешности хода времени АРМ ИС относительно координированной шкалы времени UTC (SU)

8.6.1 Выполняют принудительную синхронизацию хода времени планшетного компьютера с любым из тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ», являющимися средством передачи эталонных сигналов частоты и времени ГСВЧ РФ. Планшетный компьютер переводят в режим фотосъемки с настройками фиксации текущей даты и времени.
8.6.2 На АРМ вызывают системное окно операционной системы «Дата и время». Указанное окно индицирует часы с секундным отсчетом для АРМ.
8.6.3 Производят фотофиксацию системного окна «Дата и время» на мониторе АРМ.
8.6.4 На фотоснимке осуществляют сличение времени планшетного компьютера со временем АРМ.

Результат проверки положительный, если отличие показаний шкалы времени соответствует приложению к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 июля 2018 г. № 1621.

8.7 Определение времени рассогласования между PLC и АРМ

8.7.1 На программаторе или АРМ в online режиме запускают приложение отображающее дату и время в контроллере.
8.7.2 На АРМ вызывают системное окно операционной системы «Дата и время».
8.7.3 С помощью приложения «Print Screen» операционной системы Windows или фотоаппарата производят фиксацию значений даты и времени.
8.7.4 Осуществляют сличение времени PLC и АРМ.

Результат проверки положительный, если отличие времени на PLC и АРМ не превышает ±1 секунды.

9 Оформление результатов поверки

9.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении настоящей МП.
9.2 При положительных результатах поверки ИС оформляют свидетельство о поверке по форме приложения 1 приказа Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке ИС в виде оттиска поверительного клейма. Система признается годной к эксплуатации.
9.3 При отрицательных результатах поверки ИС признается непригодной к дальнейшей эксплуатации, на нее выдают извещение о непригодности в соответствии с приложением 2 приказа Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 с указанием причин.

Начальник технического отдела

Е. Л. Жукова

ФБУ «КЦСМ» НФ

Разработали

Инженер по метрологии 1 категории отдела электро-радиотехнических средств измерений

Таблица АЛ

Приложение А

(обязательное)

Метрологические характеристики измерительных каналов ИС

№ ИК	Наименование ИК ИУС	Диапазон измерений физической величины, ед. измерений	СИ, входящие в состав ИК ИУС				Основная погрешность ИК
			Наименование, тип СИ	Госреестр №	Пределы допускаемой основной погрешности компонента ИК	Пределы допускаемой дополнительной погрешности компонента ИК	Фактическая	Пределы допускаемой погрешности
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Центральный процессор контроллера программируемого Simatic S7-400 CPU414-3 PN/DP
1	Давление пара перед главной паровой задвижкой	от 0 до 100 кгс/см²	Датчик давления Метран-100 (далее-Метран-100)	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,1%/10°С		у=±0,6%
			Модуль ввода аналоговых сигналов SM 331mox:6ES7 331 7KF02 0AB0 контроллера программируемого Simatic S7-300 (далее -6ES7 331-7KF02-0AB0)	15772-11	У=±0,5 %	у=±0,7 %
2	Давление пара перед стопорным клапаном	отО до 100 кгс/см²	Преобразователь давления измерительный EJA, мод. 530 (далее- EJA, мод. 530)	14495-09	у=±0,2%	у=±0,1 %/10°С		у=±0,6 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7%

1	2	3	4	5	6	7	8	9
3	Уровень масла в маслобаке	от -2660 до 440 мм	Преобразователь давления измерительный EJX, мод. 530 (далее- EJX, мод. 530)	28456-09	у=±0,04 %	у=±0,1 %/10 °C		у=±0,5 %
3	Уровень масла в маслобаке	от -2660 до 440 мм	6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	Т=±0,5 %	у=±0,7 %		у=±0,5 %
4	Вибрация в районе опорного подшипника компрессора, вертикальная	от 0 до 16 мм/с	Вибропреобразователь АНС 066, мод. АНС 066-02 (далее- АНС 066-02)	14113-94	6=±4%	5=<ь0,13 %/1 °C		у=±7,4 %
			Аппаратура виброконтроля СВКА 1, исп. СВКА 1-03 (далее-СВКА 1-03)	41153-09	5=±5%	6=±0,14 %/1 °C
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	Т=*0,5 %	у=±0,7 %
5	Вибрация в районе опорно-упорного подшипника компрессора, вертикальная	отО до 16 мм/с	АНС 066-02	14113-94	5=±4%	$=±0,13 %/1 °C		у=±7,4 %
			СВКА 1-03	41153-09	$=±5 %	$==±0,14 %/1 °C
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7%
6	Вибрация в районе опорно-упорного подшипника компрессора, горизонтальная	от 0 до 15 мм/с	АНС 066-02	14113-94	6=±4%	$=±0,13 %/1 °C		у=±7,4 %
			СВКА 1-03	41153-09	8=±5 %	$=±0,14 %/1 °C
			6ES7 331-7KFO2-0ABO	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
7	Вибрация в районе опорного подшипника компрессора, горизонтальная	от 0 до 16 мм/с	АНС 066-02	14113-94	6=±4%	$=±0,13 %/1 °C		у=±7,4 %
			СВКА 1-03	41153-09	8=±5%	$=±0,14 %/1 °C
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9
8	Температура пара перед главной паровой задвижкой	от Одо+1100 °C	Преобразователь термоэлектрический кабельный КТХА (далее* КТХА)	36765-09	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. A=±(0,0075 t) °C св.+333 до+1100 °C включ.	-		Д=±2,6 °C от 0 до +333 °C включ. A=±(0,22+0,0075 t)°C св. +333 до+1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7 %	у=±1,1 %
9	Давление воздуха в нагнетании компрессора после обратного клапана	от 0 до 6 кгс/см²	Метран-100	22235-01	у=±0,5 %	у=±0,3 %/10 °C		у=±0,8%
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
10	Давление пара в думмисе	от 0 до 16 кгс/см²	EJX, мод. 530	28456-09	Г=±0,04 %	у=±0,1%/10°С		у=±0,5 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	Г=±0,7%
11	Давление кислорода перед регулирующим клапаном	от Одо 0,1 кгс/см²	Метран-100	22235-01	у=±0,5 %	у=±0,3%/10°С		у=±0,8 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
12	Давление воды после конденсатора в циркводоводе № 3	от 0 до 2,5 кгс/см²	EJX, мод. 530	28456-09	у=±0,04%	у=±0,1%/10°С		у=±0,5 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
13	Давление воды после конденсатора в циркводоводе № 1	от 0 до 2,5 кгс/см²	EJX, мод. 530	28456-09	у=±0,04 %	Г=±0,1%/10°С		у=±0,5 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
14	Расход воды на деаэратор	отО до 160 м³/ч	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,1%/10°С		у=±1,0%
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	Г^0,5 %	у=±0,7 %
15	Давление пара в отборе на подогреватель низкого давления №1	от 0 до 1 кгс/см²	Датчик давления Метран-150 (далее-Метран-150)	32854-13	у=±0,2 %	Г=±0,32 %/10 °C		у=±0,6 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9
16	Давление пара в отборе на подогреватель низкого давления №3	от 0 до 10 кгс/см²	Метран-100	22235-01	у-±0,25 %	г=±о,1%/ю°с		у=±0,6 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7%
17	Уровень воды в подогревателе низкого давления № 1	от 0 до 630 мм	Метран-150	32854-06	у=±0,2%	у=±0,1 %/10°С		у=±0,6 %
			6ES7 331-7KF02-OABO	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
18	Уровень воды в подогревателе низкого давления №2	от 0 до 630 мм	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,1%/10°С		у=±0,6 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
19	Уровень воды в подогревателе низкого давления №3	от 0 до 630 мм	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,1%/10°С		у=±0,6 %
			6ES7 331-7KF02-OAB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7%
20	Разрежение конденсата в конденсаторе	от-1 до 0 кгс/см²	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,1%/10°С		'У=^ь0,6%
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
21	Уровень воды в конденсаторе	от 0 до 1000 мм	Преобразователь давления измерительный EJA, мод. 110 (далее- EJA, мод. 110)	14495-09	у=±0,25 %	Г=±0,1%/10°С		у=±0,6 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
22	Давление конденсатной воды	от 0 до 16 кгс/см²	Преобразователь давления измерительный Sitrans Р типа 7MF1564 (далее - Sitrans Р типа 7MF1564)	45743-10	у=±0,25 %	у=±0,25 %		у=±0,6 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7%

1	2	3	4	5	6	7	8	9
23	Давление конденсатной воды после фильтра тонкой очистки	от Одо 16 кгс/см²	Преобразователь давления измерительный S-10 (далее- S-10)	38288-13	у=±0,5 %	у=±0,2 %/10 К		7=^=0,8%
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	Г=±0,7 %
24	Давление масла после турбомасляного насоса	отО до 10 кгс/см²	S-10	38288-13	у=±0,5 %	у=±0,2 %/10 К		Г=±0,8 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
25	Давление масла после главного масляного насоса	отО до 16 кгс/см²	EJX, мод. 530	28456-09	у==±0,04 %	у=±0,1%/10°С		у=±0,5 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	Г±0,7 %
26	Давление масла до главного масляного насоса	от 0 до 6 кгс/см²	Метран-150	32854-09	у=±0,2%	у=±0,07 %/10 °C		7=±0,6 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	Т=±0,7%
27	Давление масла после электромасляного насоса	от 0 до 1 кгс/см²	Метран-150	32854-09	Г=±0,2%	у=±0,32 %/10 °C		у=±0,6%
			6ES7 331-7KFO2-OAB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
28	Давление масла на подшипники	от 0 до 2,5 кгс/см²	Метран-150	32854-09	у=±0,2 %	у=±0,14°/о/10°С		Г±о,6%
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7%
29	Давление воды в циркводоводе № 1 перед конденсатором	от 0 до 2 кгс/см²	EJX, мод. 530	28456-09	Г=±0,04%	у=±0,1 %/10°С		у=±0,5 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
30	Давление пара перед стопорным клапаном (резервный датчик)	от Одо 100 кгс/см²	EJA, мод. 530	14495-09	у=±0,2%	у=±0,1%/10°С		у=±0,6 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9
31	Вибрация в районе опорного подшипника турбины (правая сторона), вертикальная	от 0 до 15 мм/с	АНС 066-02	14113-94	6=±4%	6=±0,13 %/1 °C		у=±7,4 %
			СВКА 1-03	41153-09	6=±5 %	§=±0,14 %/1 °C
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
32	Вибрация в районе опорного подшипника турбины (правая сторона), горизонтальная	от 0 до 16 мм/с	АНС 066-02	14113-94	5=±4 %	8=±0,13%/1°С		у=±7,4 %
			СВКА 1-03	41153-09	S=±5%	6=±0,14%/1°С
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	У=^=0,7 %
33	Давление сжатого воздуха в сеть комбината	от 0 до 10 кгс/см²	EJX, мод. 530	28456-09	у=±0,04 %	г^одшт		у=±0,5 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
34	Температура сжатого воздуха в сеть комбината	от 0 до+150 °C	Термопреобразователь сопротивления ТСМв-1088 (далее- ТСМв-1088)	22250-06	A=±(0,25+0,0035\|t\|) °C	-		A=±(l,0+0,0035\|t\|)^oC
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
35	Давление конденсата в линии предельной защиты	от 0 до 16 кгс/см²	EJX, мод. 530	28456-09	у=±0,04 %	у=±0,1 %/10°С		у=±0,5 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
36	Сопротивление промежуточного воздухоохладителя (далее - ПВО)	от 0 до 2500 мм вод. ст.	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,06%/10°С		у=±0,6 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
37	Уровень воды в конденсаторе (резервный датчик)	от 0 до 1000 мм	EJA, мод. 110	14495-09	у=±0,25 %	у=±0,1%/10°С		у=±0,6 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
38	Расход конденсатной воды	от 0 до 250 м³/ч	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,1 %/10 °C		у=±1,4%
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7%

1	2	3	4	5	6	7	8	9
39	Давление масла на ПОДШИПНИКИ (резервный датчик)	от 0 до 2,5 кгс/см²	Метран-150	32854-13	у=±0,2%	у=±0,14 %/10 °C		у=±0,6 %
39	Давление масла на ПОДШИПНИКИ (резервный датчик)	от 0 до 2,5 кгс/см²	6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %		у=±0,6 %
40	Давление воды на деаэратор	от 0 до 16 кгс/см²	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,1 %/10°С		у=±0,6%
40	Давление воды на деаэратор	от 0 до 16 кгс/см²	6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %		у=±0,6%
41	Разрежение конденсата в конденсаторе (резервный датчик)	от-1 до 0 кгс/см²	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,1 %/10°С		у=±0,6%
41	Разрежение конденсата в конденсаторе (резервный датчик)	от-1 до 0 кгс/см²	6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	У=±0,7%		у=±0,6%
42	Давление воды в циркводоводе № 3 перед конденсатором	от 0 до 2,5 кгс/см²	EJX, мод. 530	28456-09	у=±0,04 %	у=±0,1%/10°С		у=±0,5 %
42	Давление воды в циркводоводе № 3 перед конденсатором	от 0 до 2,5 кгс/см²	6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %		у=±0,5 %
43	Давление пара к уплотнениям турбины	от 0 до 2,5 кгс/см²	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,1%/10°С		у=±0,6 %
43	Давление пара к уплотнениям турбины	от 0 до 2,5 кгс/см²	6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %		у=±0,6 %
44	Вибрация в районе опорно-упорного подшипника турбины, горизонтальная	от 0 до 16 мм/с	АНС 066-02	14113-94	8=±4%	5=±О,13 %/1 °C		у=±7,4 %
			СВКА 1-03	41153-09	Н5%	6=±0,14%/1°С
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7%
45	Вибрация в районе опорно-упорного подшипника турбины, вертикальная	от 0 до 16 мм/с	АНС 066-02	14113-94	б=+4%	6=±0,13 %/1 °C		у=±7,4 %
			СВКА 1-03	41153-09	5=^5%	6=±0,14%/1°С
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
46	Температура пара в выхлопной части турбины	от Одо+100 °C	ТСМв-1088	22250-01	Д=±(0,25+0,0035 *М) °C	-		Д=±(0,75+0,0035-\|t\|) °C

1	2	3	4	5	6	7	8	9
			Модуль ввода аналоговых сигналов SM 331 мод.: 6ES7 331-7PF00-0AB0 контроллера программируемого Simatic S7-300 (далее -6ES7 331-7PF00-0AB0)	15772-11	Д=±0,5 °C	А=±1,0°С
47	Температура колодки опорно* упорного подшипника турбины, т. 1	от 0 до +100 °C	ТСМв-1088	22250-01	A=±(0,25+0,0035*\|t\|) °C	-		А=±(0,75+0,0035-\|t\|) °C
47		от 0 до +100 °C	6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	А=±1,0°С		А=±(0,75+0,0035-\|t\|) °C
48	Температура слива масла с опорной части опорно* упорного подшипника турбины	отО до +100 °C	ТСМв-1088	22250-01	A-±(0^5+0,0035-\|t\|)°C	-		A=±(0,75+0,0035\|t\|)°C
48		отО до +100 °C	6ES7 331-7PFOO-OABO	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С		A=±(0,75+0,0035\|t\|)°C
49	Температура колодки опорноупорного подшипника турбины, т. 3	отО до +100 °C	ТСМв-1088	22250-01	A=±(0,25+0,0035-\|t\|) °C	-		A=±(0,75+0,0035\|t\|)°C
49	Температура колодки опорноупорного подшипника турбины, т. 3	отО до +100 °C	6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	А=±0,5°С	Д=±1,0°С		A=±(0,75+0,0035\|t\|)°C

1	2	3	4	5	6	7	8	9
50	Температура слива масла установочных колодок опорноупорного подшипника турбины	от0до+100°С	ТСМв-1088	22250-01	A=±(0,25+0,0035‘\|t\|)°C	-		Д=±(0,75+0,0035 \|t\|) °C
			6ES7 331-7PFOO-OABO	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С
51	Температура колодки опорноупорного подш и 11 ника турбины, т. 4	от 0 до +100 °C	ТСМв-1088	22250-01	Д=±(0,25+0,0035*\|t\|)°C	-		Д=±(0,75+0,0035Ц\|) °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д⁼+1,0 °C
52	Температура вкладыша второго опорного подшипника турбины	от 0 до +100 °C	ТСМв-1088	22250-01	Д=±(0,25+0,0035‘\|ф °C	-		Д=±(0,75+0,0035\|ф °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5°С	Д=±1,0°С
53	Температура масла рабочих колодок компрессора	от 0 до +100 °C	ТСМв-1088	22250-01	Д==±(О^5+Ю,ОО35\|ф°С	-		A=±(0,75+0,0035\|t\|)°C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5°С	Д-±1,0°С
54	Температура масла установочных колодок компрессора	от 0 до +100 °C	ТСМв-1088	22250-01	Д=^0,25+0,0035 М)°С	-		Д=±(0,75+0,0035-\|t\|) °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5°С	Д=±1,0°С
55	Температура масла опорной части подшипника компрессора	от 0 до +100 °C	ТСМв-1088	22250-01	Д=±(0,25+0,0035\|ф °C	-		A=±(0,75+0,0035\|t\|)°C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С
56	Температура кислородновоздушной смеси в камере фильтров	от 0 до +100 °C	ТСМв-1088	22250-06	Д=±(0,25+0,0035-\|ф°С	-		Д=±(0,75+0,0035 \|t\|) °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С

1	2	3	4	5	6	7	8	9
57	Температура рабочей колодки компрессора	от 0 до +100 °C	ТСМв-1088	22250-01	Д=±(0,25+0,0035\|ф °C	-		Д=±(0,75+0,0035(ф°С
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	A=tO,5°C	Д=±1,0°С
58	Температура колодки опорноупорного подшипника турбины, т. 2	от Одо+100 °C	Термопреобразователь сопротивления ТСМ-0193 (далее- ТСМ-0193)	33566-06	Д=±(0,50+0,0065* \|t\|) °C	-		Д=±(1,0+0,0065 (t\|) °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С
59	Температура слива масла с опорного подшипника турбины	от Одо +100 °C	Термопреобразователь сопротивления медный ТСМТ (далее-ТСМТ)	16794-03	Д=±(0,25+0,0035\|ф °C	-		Д=±(0,75+0,0035'\|1\|)°С
			6ES7 331-7PFOO-OABO	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С
60	Температура масла опорного подшипника компрессора сверху	от 0 до +100 °C	ТСМв-1088	22250-01	Д=±(0^5+0,0035\|ф°С	-		Д=±(0,75+0,0035\|ф °C
			6ES7 331-7PFOO-OABO	15772-11	А=±0,5 °C	Д=±1,0°С
61	Температура масла третьего опорного подшипника компрессора	от 0 до +100 °C	ТСМ-0193	33566-06	Д=±(0^5+0,0035\|1\|)^оС	-		Д=±(0,75+0,0035\|ф °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С
62	Температура кислорода в коллекторе	от 0 до +100 °C	ТСМ-0193	33566-06	Д=±(0,25+0,0035\|ф °C	-		A=±K0₉75+0,0035\|t\|)°C
			6ES7 331-7PFOO-OABO	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С
63	Температура кислородновоздушной смеси во всасывании второй секции компрессора (после ПВО)	от 0 до +100 °C	ТСМТ	16794-03	Д=±(0,25+0,0035-\|ф °C	-		Д=±(О,75+О,ОО35\|ф °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С

1	2	3	4	5	6	7	8	9
64	Температура кислородновоздушной смеси в нагнетании первой секции компрессора (до ПВО)	от Одо +100 °C	ТСМТ	16794-03	A=±(0,25+0,0035\|t\|) °C	-		Д=±(0,75+0,0035-1© °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0<*С
65	Температура кислородновоздушной смеси во всасывании компрессора	от 0 до +100 °C	ТСМ-0193	56560-14	Д=±(О,3+О,ОО5-\|©°С	-		Д=±(0,8+0,005-1© °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5°С	Д=±1,0°С
66	Температура пара в конденсаторе	от 0 до +100 °C	ТСМв-1088	22250-06	Д=±(0,25+0,0035-\|©°С	-		Д=±(0,75+0,0035-1© °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0 °C
67	Температура воды в конденсаторе	от 0 до +100 *4?	ТСМТ	16794-03	Д-4<0Д5+0,0035-\|ф^вС	-		Д=±(0,75+0,0035-1© °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5°С	Д=±1,0°С
68	Температура конденсатной воды	от 0 до +100 °C	ТСМТ	16794-03	Д^О^+ОДОЗб-фТ	-		Д=±(0,75+0,0035-\|© °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С
69	Температура воды после основного эжектора	от 0 до +100 °C	ТСМТ	16794-03	Д=±(0,25+0,0035-1© °C	-		Д=±(0,75+0,0035-1© °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5°С	Д=±1,0°С
70	Температура воды после эжектора отсоса с уплотнений	от 0 до +100 °C	ТСМТ	16794-03	Д=±(0,25+0,0035\|t\|) °C	-		Д=±(0,75+0,ОО35\|© °C
			6ES7 331-7PFOO-OABO	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С
71	Температура масла после электромасляного насоса	от Одо+100 °C	ТСМв-1088	22250-01	Д=±(0,25+0,00351© °C	-		Д=±(0,75+0,0035-\|© °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С
72	Температура масла после маслоохладителя №1	от 0 до +100 °C	ТСМ-0193	33566-06	Д=±(0,25+0,0035-1© °C	-		A=±(0,75+0,0035\|t\|)“C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С

1	2	3	4	5	6	7	8	9
73	Температура масла после маслоохладителя №2	от Одо+100 °C	ТСМ-0193	33566-06	A=±(0,25+0,0035\|t\|)°C	-		Д=±(0,75+0,0035-\|ф°С
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=^0,5°С	Д=±1,0°С
74	Температура масла после маслоохладителя №3	от Одо+100 °C	ТСМТ	16794-03	Д=±(0,25+0,0035\|ф°С	-		Д=±(0,75+0,0035-\|t\|) °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5°С	Д=±1,0°С
75	Температура масла после маслоохладителя №4	отО до +100 °C	ТСМТ	16794-03	Д=±(0,25+0,0035\|ф °C	-		Д^=±(0,75+0,0035 \|ф °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С
76	Температура масла после маслоохладителя	от Одо+100 °C	ТСМв-1088	22250-01	Д=±(О,25+О,ОО35\|ф°С	-		Л^ЦО,75+0,0035\|t\|)«C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5°С	Д=±1,0°С
77	Температура воды в циркводоводе № 1 перед конденсатором	от 0 до +100 °C	ТСМв-1088	22250-01	A^O^+O/MBSItD’C	-		Д=±(0,75-Ю,0035Ю°С
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С
78	Температура воды в циркводоводе № 1 после конденсатора	от 0 до +100 °C	ТСМТ	16794-03	A=^(0,25+0,0035-\|t\|) °C	-		Д=±(0,75+0,0035-Ю °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С
79	Температура воды в циркводоводе № 3 перед конденсатором	от 0 до +100 °C	ТСМТ	16794-03	Д=±(0,25+0,0035-\|t\|) °C	-		Д=±(0,75+0,0035-\|О°С
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5°С	Д=+1,0°С
80	Температура воды в циркводоводе № 3 после конденсатора	от 0 до +100 °C	ТСМТ	16794-03	A=±(0,25+0,0035\|t\|)°C	-		Д=±(0,75+0,0035-\|ф °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д==±0,5 °C	Д=±1,0°С
81	Температура воздуха в шкафу AZG50	от 0 до +100 °C	ТСМТ	16794-03	Д=±(0,25+0,0035\|ф °C	-		Д=±(0,75+0,0035-Ю °C
			6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5°С	Д=±1,0 °C

1	2	3	4	5	6	7	8	9
82	Температура	от Одо+100 °C	ТСМТ	16794-03	A=±(O,25+O,OO35\|t\|) °C	-		Д=±(0,75+0,0035-\|ф°С
82	охлаждающей воды после ПВО	от Одо+100 °C	6ES7 331-7PFOO-OABO	15772-11	Д=±0,5°С	Д=±1,0°С		Д=±(0,75+0,0035-\|ф°С
83	Температура	от Одо+100 °C	ТСМТ	16794-03	Д=±(0,25+0,0035-\|t\|) °C	-		Д=±(0,75+0,0035-\|ф°С
83	охлаждающей воды до ПВО	от Одо+100 °C	6ES7 331-7PF00-0AB0	15772-11	Д=±0,5 °C	Д=±1,0°С		Д=±(0,75+0,0035-\|ф°С
84	Температура пара перед стопорным клапаном	отО до +1100 °C	КТХА	36765-09	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. Д=+(0,0075 t) °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		Д==±2,6 °C от Одо+333 °C включ. Д=±(0,22+0,0075-t) °C св.+333 до+1100 °C
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7%	у=±1,1 %		включ.
85	Температура металла турбины, нижний фланец разъема слева	от Одо+1100 *4?	Преобразователь термоэлектрический ТХА-0193 (далее-ТХА-0193)	31930-07	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. Д-ь(0,0075\|ф °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		Д=±2,6°С от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,22+0,0075* \|t\|) °C св.+333 до+1100 °C включ.
	Температура металла турбины, нижний фланец разъема слева		6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7%	у=±1,1 %
86	Температура металла турбины, нижний фланец разъема справа	от 0 до +1100 °C	ТХА-0193	31930-07	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,0075\|ф °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		Д=±2,6 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,22+0,0075-\|t\|) °C св. +333 до+1100 °C включ.
	Температура металла турбины, нижний фланец разъема справа		6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7%	у=±1,1 %
87	Температура металла турбины, верхний фланец разъема слева	отО до +1100 °C	ТХА-0193	31930-07	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. &=±(0,0075-\|t\|) °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		Д=±2,6 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,22+0,0075-\|ф °C св. +333 до+1100 °C включ.
	Температура металла турбины, верхний фланец разъема слева		6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7 %	у=±1,1 %	1

1	2	3	4	5	6	7	8
88	Температура металла турбины, верхний фланец разъема справа	от Одо+1100 °C	ТХА-0193	31930-07	Д=+2,5 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,0075\|ф °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		Д=±2,6 °C от 0 до +333 °C включ. A=±(0,22+0,0075-\|t\|) °C св. +333 до+1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7%	у=±1,1 %
89	Температура металла турбины, перепускная труба слева	от 0 до +1100 °C	ТХА-0193	31930-07	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. A=±(0,0075\|t\|) °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		Д=±2,6 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,22+0,0075 \|t\|) °C св. +333 до+1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7%	у=±1,1 %
90	Температура металла турбины, перепускная труба справа	от Одо+1100 °C	ТХА-0193	31930-07	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,0075\|1\|) °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		Д=±2,6 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,22+0,0075* \|t\|) °C св.+333 до+1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7%	у=±1,1 %
91	Температура металла турбины, низ камеры регулирующей ступени спереди	от Одо+1100 °C	Преобразователь термоэлектрический ТХА-2088	12377-90	Д=±1,5 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,004-0 °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		Д=±1,6 °C от Одо+333 °C включ. Д=±(0,22+0,004Ч) °C св. +333 до+1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7 %	у=±1,1 %
92	Температура металла турбины, низ камеры регулирующей ступени сзади	отО до +1100 °C	ТХА-0193	31930-07	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,0075\|1[) °C св.+333 до+1100 °C включ.	-		Д==±2,6 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,22+0,0075-\|t\|) °C св.+333 до+1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-OABO	15772-11 1	Г=±0,7%	Г=±1,1 %

1	2	3	4	5	6	1	8	9
93	Температура металла турбины, паровая коробка спереди	от 0 до +1100 °C	КТХА	36765-09	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. A=±(0,0075 t)°C св. +333 до+1100 °C включ.			Д=±2,6 °C от Одо+333 °C включ. Д=±(0,22+0,0075-1) °C св. +333 до+1100 °C
	Температура металла турбины, паровая коробка спереди		6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7 %	г=±1,1 %		включ.
94	Температура металла турбины, паровая коробка сзади	от Одо+1100 °C	ТХА-0193	31930-07	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. A^(0,0075\|t\|) °C св.+333 до+1100 °C включ.	-		Д-±2,6 °C от 0 до +333 °C включ. A=±(0,22+0,0075-\|t\|) °C св. +333 до+1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7%	у=±1,1 %
95	Температура пара к уплотнениям турбины	от Одо+1100 °C	Преобразователь термоэлектрический ТХАв-2088 (далее* ТХАв-2088)	20285-10	Д=±1,5 °C от 0 до +333 °C включ. A=±(0,004-t) °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		А=±1,6 °C от Одо+333 °C включ. А=±(0,22+0,004 t) °C св. +333 до+1100 °C
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	Г=±0,7%	у=±1,1 %		включ.
96	Температура воды после регулятора уровня перед подогревателем низкого давления №	от Одо+1100 °C	КТХА	36765-09	А=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. A=*(0,0075t) °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		А=±2,6 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,22+0,0075 t) °C св.+333 до+1100 °C
	1		6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7%	у=±1,1 %		включ.
97	Температура воды после подогревателя низкого давления № 1	от Одо +1100 °C	КТХА	36765-09	А=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,00751) °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		А=±2,6 °C от Одо+333 °C включ. Д=±(0,22+0,0075-t) °C св. +333 до+1100 °C
	Температура воды после подогревателя низкого давления № 1		6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7 %	у=±1,1 %		включ.

1	2	3	4	5	6	7	8	9
98	Температура воды перед подогревателем низкого давления №2	от 0 до +1100 °C	КТХА	36765-09	Д=+2,5 °C от 0 до +333 °C включ. A=±(0,0075 t) °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		А=±2,6 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,22+0,0075 4) °C св. +333 до +1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7 %	у=±1,1 %
99	Температура воды после подогревателя низкого давления №2	от 0 до +1100 °C	КТХА	36765-09	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,00751) °C св.+333 до+1100 °C включ.	-		А=±2,6 °C от 0 до +333 °C включ. А=±(0,22-Ю,00754) °C св.+333 до+1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7 %	у=±1,1 %
100	Температура металла турбины за регулирующей ступенью	от Одо+1100 °C	ТХАв-2088	20285-10	Д=±1,5 °C от 0 до +333 °C включ. A=±(0,004t) °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		Д=±1,6 °C от 0 до +333 °C включ. Д^г=±(0,22+0,0044) °C св.+333 до+1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7 %	у=±1,1 %
101	Температура воды перед подогревателем низкого давления №3	от Одо+1100 °C	КТХА	36765-09	А=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,00754) °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		Д=±2,6 °C от 0 до +333 °C включ. А=±(0,22+0,00754) °C св. +333 до+1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7%	у=±1,1 %
102	Температура воды после подогревателя низкого давления №3	от Одо+1100 °C	КТХА	36765-09	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. A=d=(0,0075t) °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		Д=±2,6 °C от Одо+333 °C включ. Д=±(0,22+0,0075 4) °C св.+333 до+1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-OAB0	15772-11	у=±0,7%	у=±1,1 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9
103	Температура пара после турбины к подогревателю низкого давления №1	от Одо+1100 °C	КТХА	36765-09	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. A=±(0,0075 t) °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		Д=±2,6 °C от Одо+333 °C включ. Д=±(0,22+0,0075-t) °C св.+333 до+1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7 %	У=Ч:1,1 %
104	Давление кислородновоздушной смеси в положительном отборе диафрагмы думмиса компрессора	от 0 до 4 кгс/см²	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,8 %/10 °C		у=±0,4 %
			Модуль ввода аналоговых сигналов SM 331мод.:6Е87 331-7NF10-0AB0 контроллера программируемого Simatic S7-300 (далее -6ES7 331-7PF00-0AB0)	15772-11	у=±0,05 %	у=±0,1 %
105	Давление кислородновоздушной смеси в нагнетании первой секции компрессора (до ПВО)	от 0 до 6 кгс/см²	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,3%/10°С		у=±0,4 %
			6ES7 331-7NF10-0AB0	15772-11	у=±0,05 %	у=±0,1 %
106	Давление кислородновоздушной смеси в первой секции компрессора, т. 1	от 0 до 2,5 кгс/см²	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,1 %/10 °C		у=±0,4 %
			6ES7 331-7NF10-0AB0	15772-11	у=±0,05 %	у=±0,1 %
107	Давление кислородновоздушной смеси в первой секции компрессора, т. 2	от 0 до 2,5 кгс/см²	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,1%/10°С		у=±0,4 %
			6ES7 331-7NF10-0AB0	15772-11	у^+0,05 %	Г=±о,1 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9
108	Температура пара после турбины к подогревателю низкого давления №2	от 0 до +1100 °C	КТХА	36765-09	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. A=±(0,0075 t) °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		Д=±2,6 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,22+0,00754) °C св. +333 до+1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7%	у=±1,1 %
109	Температура пара после турбины к подогревателю низкого давления №3	от 0 до+1100 °C	КТХА	36765-09	Д=±2,5 °C от 0 до +333 °C включ. Д=±(0,0075Ч) °C св. +333 до+1100 °C включ.	-		Д=±2,6 °C от Одо+333 °C включ. Д=±(0,22+0,0075t) °C св.+333 до+1100 °C включ.
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,7%	у=±1,1 %
110	Содержание кислорода в газовоздушной смеси после дефлектора	от 0 до 25 %	Газоанализатор АГ ООП	11961-98	у=±2,0%	у=±0,6%/10°С		у=±2,5 %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %
111	Давление воздуха в нагнетании компрессора	от 0 до 6 кгс/см²	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,3%/10°С		у=±0,4 %
			6ES7 331-7NF10-0AB0	15772-11	у=±0,05 %	у=±0,1 %
112	Давление кислородновоздушной смеси во всасывании второй секции компрессора (после ПВО)	от 0 до 6 кгс/см²	Метран-100	22235-01	у=±0^5 %	у=±0,3 %/10 °C		у=±0,4 %
			6ES7 331-7NF10-0AB0	15772-11	у=±0,05 %	у=г+0,1%
113	Давление сжатого воздуха на кислородный цех № 1 нитка № 1	от 0 до 10 кгс/см²	Метран-150	32854-13	у=±0,2 %	у=±0,05%/10<*С		г^о,б %
			6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	Г=±0,5 %	у=±0,7%

Продолжение таблицы АЛ

1	2	3	4	5	6	7	8	9
114	Давление сжатого воздуха на кислородный цех № 1 нитка №2	отО до 10 кгс/см²	Метран-150	32854-13	у=±0,2%	у=±0,05 %/10°С		у=±0,6 %
114	Давление сжатого воздуха на кислородный цех № 1 нитка №2	отО до 10 кгс/см²	6ES7 331-7KF02-0AB0	15772-11	у=±0,5 %	у=±0,7 %		у=±0,6 %
115	Давление кислорода турбокомпрессора № 2 на доменные печи	от -0,05 до 0,05 кгс/см²	Метран-100	22235-01	у=±0,25 %	у=±0,1%/10°С		у=±0,6%
115	Давление кислорода турбокомпрессора № 2 на доменные печи	от -0,05 до 0,05 кгс/см²	6ES7 331-7KF02-0AB2	15772-13	у=±0,5 %	у=±0,7 %		у=±0,6%

Примечания - Д - абсолютная погрешность; у - приведенная погрешность к верхнему значению диапазона измерения; 8- относительная погрешность; |t|-

абсолютное значение измеряемой температуры, без учета знака; t- значение измеряемой температуры.

Приложение Б

(рекомендуемое)

Образец оформления протокола поверки

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ

№____от «____»______20___г.

Средство измерений (СИ)_____________________________________________________

наименование, тип

заводской номер (номера)_____________________________________________________

принадлежащее__________________________________________________________

наименование юридического (физического) лица

поверено в соответствии с_______________________________________________________

наименование документа, на основании которого выполнена поверка с применением эталонов:______________________________________________________

наименование, тип, заводской номер (регистрационный номер (при наличии), разряд, класс или погрешность эталона, применяемого при поверке

при следующих значениях влияющих факторов:

- температура окружающего воздуха __________°C;
- атмосферное давление кПа.;
- относительная влажность __________%;
- напряжение питания __________В;
- частота ___________Гц.

Результаты операций поверки:

1 Внешний осмотр__
2 Поверка измерительных компонентов ИС____
3 Проверка условий эксплуатации ИС________________________________________________
4 Проверка функционирования ИС_____________
5 Проверка идентификационных данных ПО______________________________________
6 Определение погрешности хода времени АРМ ИС относительно координированной шкалы

времени UTC (SU)_____________________________________________ -__________

7 Определение времени рассогласования между PLC и АРМ___________________________

Результаты проверки метрологических характеристик измерительных каналов ИС представлены в таблице по форме таблицы А.1 приложения А настоящей МП.

Заключение СИ (не) соответствует метрологическим требованиям___________________

Поверитель

подпись

инициалы, фамилия

Приложение В

(справочное) Перечень ссылочных нормативных документов

Приказ Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 "Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке

Приказ №1621 от 31.07.2018 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты

ГОСТ 2.601-2013 ЕСКД. Эксплуатационные документы

ГОСТ 2.610-2006 ЕСКД. Правила выполнения эксплуатационных документов

ГОСТ 8.009-84 ГСП. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений

ГОСТ 8.508-84 ГСИ. Метрологические характеристики средств измерений и точностные характеристики средств автоматизации ГСП. Общие методы оценки и контроля ГОСТ 8.417-2002 ГСИ. Единицы величин

ГОСТ 6651-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний

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

ГОСТ Р 8.654-2015 ГСИ. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения

ГОСТ Р 8.736-2011 ГСИ Методы обработки результатов измерений. Основные положения

ГОСТ Р МЭК 870-5-1-95 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 1. Форматы передаваемых кадров

РМГ 62-2003 ГСИ. Обеспечение эффективности измерений при управлении технологическими процессами. Оценивание погрешности измерений при ограниченной исходной информации

РМГ 29-2013 ГСЕИ. Метрология. Основные термины и определения

РМГ 51-2002 ГСИ. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения

РМГ 74-2004 ГСИ. Методы определения межповерочных и межкалибровочных интервалов средств измерений

МИ 2440-97 ГСИ. Методы экспериментального определения и контроля характеристик погрешности измерительных каналов измерительных систем и измерительных комплексов

МИ 2439-97 ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принципы регламентации, определения и контроля

МИ 3290-2010 ГСИ. Рекомендация по подготовке, оформлению и рассмотрению материалов испытаний средств измерений в целях утверждения типа

Р 50.2.077-2014 ГСОЕИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения

Лист регистрации изменений

Номер изменения	Номер извещения об изменении	Номера листов				Всего листов (после изменения)	Дата изменения	ФИО ответственного за внесение изменения	Подпись
Номер изменения	Номер извещения об изменении	измененных	замененных	новых	аннулированных	Всего листов (после изменения)	Дата изменения	ФИО ответственного за внесение изменения	Подпись
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Техническая поддержка

Методика поверки

Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбокомпрессора № 5 паровоздуходувной станции АО «ЕВРАЗ ЗСМК»

МП ИЦЗ16-19

ФБУ "Кемеровский ЦСМ"

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель

Техническая поддержка

Добро пожаловать !

Found 17 results

Users

Erwin Brown

Jacob Deo