Array
(
[msg] => 1
[result] => 0
[handle] => CurlHandle Object
(
)
)
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ-4) - топливный газ к печам П-1,2 Обустройство первоочередного расширенного участка Юрубчено-Тохомского месторождения. УПН-2 АО "Востсибнефтегаз"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84089-21
[name] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ-4) - топливный газ к печам П-1,2 Обустройство первоочередного расширенного участка Юрубчено-Тохомского месторождения. УПН-2 АО "Востсибнефтегаз"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие ОЗНА-Инжиниринг" (ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг"), г. Уфа
[preview_text] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ-4) -топливный газ к печам П-1,2 Обустройство первоочередного расширенного участка Юрубчено-Тохомского месторождения. УПН-2 АО «Востсибнефтегаз» (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, отображения и регистрации результатов измерений свободного нефтяного газа, поступающего к печам П-1,2 на участке Юрубчено-Тохомского месторождения, УПН-2 АО «Востсибнефтегаз».
[page_header] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ-4) - топливный газ к печам П-1,2 Обустройство первоочередного расширенного участка Юрубчено-Тохомского месторождения. УПН-2 АО "Востсибнефтегаз"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84089-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84089-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84089-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84089-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84089-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ-4) -топливный газ к печам П-1,2 Обустройство первоочередного расширенного участка Юрубчено-Тохомского месторождения. УПН-2 АО «Востсибнефтегаз» (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, отображения и регистрации результатов измерений свободного нефтяного газа, поступающего к печам П-1,2 на участке Юрубчено-Тохомского месторождения, УПН-2 АО «Востсибнефтегаз».
Описание
Конструктивно СИКГ состоит из одной измерительной линии (ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На ИЛ установлены следующие основные средства измерений (СИ):
- датчик расхода газа ДРГ.М-2500И (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 26256-06);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32854-13);
- преобразователь температуры Метран-280 мод. Метран-286 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 23410-13).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: вычислитель УВП-280 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13) и АРМ оператора на базе персональных компьютеров, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Вычислитель УВП-280 осуществляет обработку сигналов с первичных преобразователей СИ, вычисление физикохимических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263.. .500 К при давлениях до 15 МПа», расчет объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачу информации на верхний уровень СОИ. АРМ оператора предназначен для сбора данных, формирования и печати отчетных документов, отображения и регистрации измерительной и технологической информации, архивирования, построения графиков и таблиц, трендов, архивных данных, а также любой другой информации выведенной на экран монитора.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.
СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема газа в рабочих условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м3/ч);
- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);
- отображение измерительной и технологической информации на мониторах АРМ оператора;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.
Общий вид СИКГ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКГ
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относятся вычислитель УВП-280 (далее -вычислитель). Вычислитель выполняет функции вычисления объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачи информации на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО относятся конфигурационные файлы вычислителя.
К ПО верхнего уровня относится АРМ оператора, выполняющее функции сбора, хранения, отображения информации, полученной с нижнего уровня ПО, формирования и печати отчетных документов.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Вывод идентификационных данных ПО вычислителей УВП-280, выпущенных до 22.01.2019 на показывающее устройство или посредством подключения внешних устройств не предусмотрен.
Идентификационные данные ПО вычислителей УВП-280 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные вычислителя УВП-280
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3.11
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
свободный нефтяной газ (СНГ)
Диапазон измерений расхода СНГ в рабочих условиях, м3/ч
от 62,5 до 2500
Диапазон измерений расхода СНГ в стандартных условиях, м3/ч
от 62,1 до 17129
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
±3
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С
от -10 до +40
Рабочий диапазон давления СНГ, МПа (абс.)
от 0,1 до 0,6
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц
220
50
Габаритные размеры СИКГ, мм, не более: - высота
- ширина
- длина
500
200
2000
Масса, кг, не более
104
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды (температура внутри обогреваемых термочехлов), °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от 5 до 39 95 от 90 до 110
Средний срок службы, лет
16
Средняя наработка на отказ, ч
140000
Режим работы СИКГ
непрерывный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ-4) - топливный газ к печам П-1,2 Обустройство первоочередного расширенного участка Юрубчено-Тохомского месторождения. УПН-2 АО «Востсибнефтегаз» с заводским номером ОИ 339
—
1 шт.
«СИКГ-4 - топливный газ к печам П-1,2
Обустройство первоочередного расширенного
участка Юрубчено-Тохомского месторождения. УПН-2 АО «Востсибнефтегаз». Паспорт»
ОИ 339.00.00.00.000
ПС
1 экз.
Сведения о методах измерений
«ГСИ. Методика измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа на объекте «СИКГ-4 - топливный газ к печам П-1,2. Обустройство расширенного первоочередного участка Юрубчено-Тохомского месторождения УПН-2», свидетельство об аттестации №01.00257-2013/134013-19 от 01.11.2019, номер в реестре ФР.1.29.2019.35999.
Нормативные документы
Тохомского месторождения. УПН-2 АО «Востсибнефтегаз»
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 №1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
[category] =>
[brand] => ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => ОИ 339
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84088-21
[name] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
[model] => РГС-50
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Баррель Нефть Групп" (ООО "Баррель Нефть Групп"), г. Краснодар
[preview_text] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-50 предназначен для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-50
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84088-21-0001.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84088-21-0000.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84088-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84088-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84088-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84088-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84088-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-50 предназначен для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуара - стальной горизонтальный цилиндрический, номинальной вместимостью 50 м3 подземного расположения.
Принцип действия резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-50 основан на заполнении его нефтью и нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-50 представляет собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами.
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные устройства.
Заводской номер резервуара наносится аэрографическим способом на горловину резервуара (рисунок 1).
Резервуар РГС-50 с заводским номером 2821.000000.11 расположен по адресу: 460055, Россия, Оренбургская область, г. Оренбург, поселок Пристанционный, филиал «Оренбург» АО «Газпромнефть-Аэро».
Общий вид резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-50, представлен на рисунках 2, 3.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Место нанесения заводского номера
Рисунок 2 - Общий вид резервуара РГС-50
Рисунок 3 - Общий вид резервуара РГС-50
Пломбирование резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-50 не предусмотрено.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
50
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %
±0,25
Лист № 3
Всего листов 5
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -40 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
20
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-50
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ООО "Баррель Нефть Групп", г.Краснодар
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 2821.000000.11
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ) "Свободный нефтяной газ от компрессорной станции низкого давления" (СИКГ-9) (АО "Востсибнефтегаз")
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84087-21
[name] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ) "Свободный нефтяной газ от компрессорной станции низкого давления" (СИКГ-9) (АО "Востсибнефтегаз")
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие ОЗНА-Инжиниринг" (ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг"), г. Уфа
[preview_text] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ) «Свободный нефтяной газ от компрессорной станции низкого давления» (СИКГ-9) (АО «Востсибнефтегаз») предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, отображения и регистрации результатов измерений газа.
[page_header] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ) "Свободный нефтяной газ от компрессорной станции низкого давления" (СИКГ-9) (АО "Востсибнефтегаз")
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84087-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84087-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84087-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84087-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84087-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ) «Свободный нефтяной газ от компрессорной станции низкого давления» (СИКГ-9) (АО «Востсибнефтегаз») предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, отображения и регистрации результатов измерений газа.
Описание
Конструктивно СИКГ состоит из одной измерительной линии (ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На ИЛ установлены следующие основные средства измерений (СИ):
- расходомер газа ультразвуковой FLOWSIC 100 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 43980-10);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 38548-13).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: вычислитель УВП-280 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13) и АРМ оператора на базе персональных компьютеров, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Вычислитель УВП-280 осуществляет обработку сигналов с первичных преобразователей СИ, вычисление физикохимических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...50С) К при давлениях до 15 МПа», расчет объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачу информации на верхний уровень СОИ. АРМ оператора предназначен для сбора данных, формирования и печати отчетных документов, отображения и регистрации измерительной и технологической информации, архивирования, построения графиков и таблиц, трендов, архивных данных, а также любой другой информации выведенной на экран монитора.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.
СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема газа в рабочих условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м3/ч);
- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);
- отображение измерительной и технологической информации на мониторах АРМ оператора;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.
Общий вид СИКГ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКГ
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относятся вычислитель УВП-280 (далее -вычислитель). Вычислитель выполняет функции вычисления объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачи информации на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО относятся конфигурационные файлы вычислителя.
К ПО верхнего уровня относится АРМ оператора, выполняющее функции сбора, хранения, отображения информации, полученной с нижнего уровня ПО, формирования и печати отчетных документов.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Вывод идентификационных данных ПО вычислителей УВП-280, выпущенных до 22.01.2019 на показывающее устройство или посредством подключения внешних устройств не предусмотрен.
Идентификационные данные ПО вычислителей УВП-280 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
2.17
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
свободный нефтяной газ (СНГ)
Диапазон измерений расхода СНГ в стандартных условиях, м3/ч
от 60 до 10000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
±3
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С
от +20 до +60
Рабочий диапазон давления СНГ, МПа (абс.)
от 0,701325 до 0,801325
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
220
50
Габаритные размеры СИКГ, мм, не более: - высота - ширина - длина
340
350
10000
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды (температура внутри обогреваемых термочехлов), °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от 5 до 39 95 от 90 до 110
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики
Значение
Средний срок службы, лет
16
Средняя наработка на отказ, ч
140000
Режим работы СИКГ
непрерывный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ) «Свободный нефтяной газ от компрессорной станции низкого давления» (СИКГ-9) (АО «Востсибнефтегаз») с заводским номером ОИ 250-06
—
1 шт.
«Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ) «Свободный нефтяной газ от компрессорной станции низкого давления» (СИКГ-9) (ОАО «Востсибнефтегаз»)»
ОИ 25006.00.00.00.000 ПС
1 экз.
Сведения о методах измерений
«ГСИ. Методика измерений системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа «СИКГ «Свободный нефтяной газ от компрессорной станции низкого давления (СИКГ-9)», утверждена ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/178013-15 от 11.08.2015 г., номер в реестре ФР.1.29.2015.21704.
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 №1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
ГОСТ Р 8.733-2011 ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
[category] =>
[brand] => ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => ОИ 250-06
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел низкого давления (СИКГ-8) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84086-21
[name] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел низкого давления (СИКГ-8) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Метрология и Автоматизация" (ООО "Метрология и Автоматизация"), г. Самара
[preview_text] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел низкого давления (СИКГ-8) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, отображения и регистрации результатов измерений газа, направляемого на факел низкого давления.
[page_header] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел низкого давления (СИКГ-8) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84086-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84086-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84086-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84086-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84086-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел низкого давления (СИКГ-8) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, отображения и регистрации результатов измерений газа, направляемого на факел низкого давления.
Описание
Конструктивно СИКГ состоит из одной измерительной линии (ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На ИЛ установлены следующие основные средства измерений (СИ):
- расходомер газа ультразвуковой FLOWSIC 100 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 43980-10);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 38548-13).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: вычислитель УВП-280 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13) и АРМ оператора на базе персональных компьютеров, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Вычислитель УВП-280 осуществляет обработку сигналов с первичных преобразователей СИ, вычисление физикохимических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...50С) К при давлениях до 15 МПа», расчет объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачу информации на верхний уровень СОИ. АРМ оператора предназначен для сбора данных, формирования и печати отчетных документов, отображения и регистрации измерительной и технологической информации, архивирования, построения графиков и таблиц, трендов, архивных данных, а также любой другой информации выведенной на экран монитора.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.
СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема газа в рабочих условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м3/ч);
- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);
- отображение измерительной и технологической информации на мониторах АРМ оператора;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.
Общий вид СИКГ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКГ
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относятся вычислитель УВП-280 (далее -вычислитель). Вычислитель выполняет функции вычисления объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачи информации на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО относятся конфигурационные файлы вычислителя.
К ПО верхнего уровня относится АРМ оператора, выполняющее функции сбора, хранения, отображения информации, полученной с нижнего уровня ПО, формирования и печати отчетных документов.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Вывод идентификационных данных ПО вычислителей УВП-280, выпущенных до 22.01.2019 на показывающее устройство или посредством подключения внешних устройств не предусмотрен.
Идентификационные данные ПО вычислителей УВП-280 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
2.17
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
свободный нефтяной газ (СНГ)
Диапазон измерений расхода СНГ в рабочих условиях, м3/ч
от 408 до 165900
Диапазон измерений расхода СНГ в стандартных условиях, м3/ч
от 451,147 до 165900
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
±5
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С
от -5 до +50
Рабочий диапазон давления СНГ, МПа (абс.)
от 0,101325 до 0,106325
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
220
50
Габаритные размеры СИКГ, мм, не более: - высота
- ширина
- длина
3600
3000
5000
Масса, кг, не более
3040
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды (температура внутри обогреваемых термочехлов), °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от 5 до 37,6 95 от 90 до 110
Средний срок службы, лет
16
Средняя наработка на отказ, ч
140000
Режим работы СИКГ
непрерывный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел низкого давления (СИКГ-8) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения с заводским номером 14063
—
1 шт.
«Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел низкого давления
(СИКГ-8) УПН Юрубчено-Тохомского
месторождения. Паспорт»
204/15-03-ПС1
1 экз.
«Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел низкого давления
(СИКГ-8) УПН Юрубчено-Тохомского
месторождения. Руководство по эксплуатации»
204/15-03-РЭ
1 экз.
Сведения о методах измерений
«Объем свободного нефтяного газа. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел низкого давления (СИКГ-8) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения ОАО «Востсибнефтегаз», утверждена ООО «Метрология и Автоматизация», свидетельство об аттестации № 0320415-01.003152015 от 17.07.2015 г., номер в реестре ФР.1.29.2015.21039.
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 №1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
ГОСТ Р 8.733-2011 ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
[category] =>
[brand] => ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 14063
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГКС (СИКГ-1) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84085-21
[name] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГКС (СИКГ-1) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Метрология и Автоматизация" (ООО "Метрология и Автоматизация"), г. Самара
[preview_text] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГКС (СИКГ-1) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, формирования и выдачи на вторичные приборы измерительной информации по объему, давлению и температуре перекачиваемого газа.
[page_header] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГКС (СИКГ-1) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84085-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84085-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84085-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84085-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84085-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГКС (СИКГ-1) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, формирования и выдачи на вторичные приборы измерительной информации по объему, давлению и температуре перекачиваемого газа.
Описание
Конструктивно СИКГ состоит из двух измерительных линий (рабочая и резервная) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На рабочей измерительной линии (ИЛ) установлены следующие основные средства измерений (СИ):
- расходомер газа ультразвуковой FLOWSIC 100 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 43980-10);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 38548-13);
- блок размножения сигналов (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 39234-13).
На резервной ИЛ установлены следующие основные СИ:
- расходомер газа ультразвуковой FLOWSIC 100 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 43980-10);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 38548-13);
- блок размножения сигналов (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 39234-13).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: вычислители УВП-280 (основной и резервный, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13) и АРМ оператора на базе персональных компьютеров, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Вычислители УВП-280 осуществляют обработку сигналов с первичных преобразователей СИ, вычисление физико-химических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...500 К при давлениях до 15 МПа», расчет объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачу информации на верхний уровень СОИ. АРМ оператора предназначено для сбора данных, формирования и печати отчетных документов, отображения и регистрации измерительной и технологической информации, архивирования, построения графиков и таблиц, трендов, архивных данных, а так же любой другой информации выведенной на экран монитора.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.
СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема газа в рабочих условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м3/ч);
- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);
- отображение измерительной и технологической информации на мониторах АРМ
оператора;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.
Общий вид СИКГ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКГ
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относятся вычислители УВП-280 (далее -вычислители). Вычислители выполняют функции вычисления объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачи информации на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО относятся конфигурационные файлы вычислителей.
К ПО верхнего уровня относится АРМ оператора, выполняющее функции сбора, хранения, отображения информации, полученной с нижнего уровня ПО, формирования и печати отчетных документов.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Вывод идентификационных данных ПО вычислителей УВП-280, выпущенных до 22.01.2019 на показывающее устройство или посредством подключения внешних устройств не предусмотрен.
Идентификационные данные ПО вычислителей УВП-280 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
2.17
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики_____
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
свободный нефтяной газ (СНГ)
Диапазон измерений расхода СНГ в рабочих условиях, м3/ч
от 15249 до 24239
Диапазон измерений расхода СНГ в стандартных условиях, м3/ч
от 155500 до 165900
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
±2,5
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С
от -5 до +10
Рабочий диапазон давления СНГ, МПа (абс.)
от 0,651325 до 0,901325
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
380 / 220
50
Габаритные размеры СИКГ, мм, не более: - высота
- ширина
- длина
1200
3000
5000
Масса, кг, не более
1240
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды (температура в обогреваемых термочехлах), °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от 5 до 37,6 95 от 90 до 110
Средний срок службы, лет
16
Средняя наработка на отказ, ч
140000
Режим работы СИКГ
непрерывный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГКС (СИКГ-1) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения с заводским номером 14060
—
1 шт.
«Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГКС (СИКГ-1) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения. Паспорт»
204/15-01-ПС1
1 экз.
«Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГКС (СИКГ-1) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения. Руководство по эксплуатации»
204/15-01-РЭ
1 экз.
Сведения о методах измерений
«Объем свободного нефтяного газа. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ГКС (СИКГ-1) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения ОАО «Востсибнефтегаз», утверждена ООО «Метрология и Автоматизация», свидетельство об аттестации № 0120415-01.003152015 от 17.07.2015 г., номер в реестре ФР.1.29.2015.21031.
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 №1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
[category] =>
[brand] => ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 14060
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел высокого давления (СИКГ-7) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84084-21
[name] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел высокого давления (СИКГ-7) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Метрология и Автоматизация" (ООО "Метрология и Автоматизация"), г. Самара
[preview_text] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел высокого давления (СИКГ-7) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, формирования и выдачи на вторичные приборы измерительной информации по объему, давлению и температуре перекачиваемого газа.
[page_header] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел высокого давления (СИКГ-7) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84084-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84084-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84084-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84084-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84084-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел высокого давления (СИКГ-7) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, формирования и выдачи на вторичные приборы измерительной информации по объему, давлению и температуре перекачиваемого газа.
Описание
Конструктивно СИКГ состоит из одной измерительной линии (ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На ИЛ установлены следующие основные средства измерений (СИ):
- расходомер газа ультразвуковой FLOWSIC 100 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 43980-10);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 38548-13).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: вычислитель УВП-280 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13) и АРМ оператора на базе персональных компьютеров, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Вычислитель УВП-280 осуществляет обработку сигналов с первичных преобразователей СИ, вычисление физикохимических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...50С) К при давлениях до 15 МПа», расчет объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачу информации на верхний уровень СОИ. АРМ оператора предназначен для сбора данных, формирования и печати отчетных документов, отображения и регистрации измерительной и технологической информации, архивирования, построения графиков и таблиц, трендов, архивных данных, а также любой другой информации выведенной на экран монитора.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.
СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема газа в рабочих условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м3/ч);
- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);
- отображение измерительной и технологической информации на мониторах АРМ оператора;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.
Общий вид СИКГ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКГ
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относятся вычислитель УВП-280 (далее -вычислитель). Вычислитель выполняет функции вычисления объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачи информации на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО относятся конфигурационные файлы вычислителя.
К ПО верхнего уровня относится АРМ оператора, выполняющее функции сбора, хранения, отображения информации, полученной с нижнего уровня ПО, формирования и печати отчетных документов.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Вывод идентификационных данных ПО вычислителей УВП-280, выпущенных до 22.01.2019 на показывающее устройство или посредством подключения внешних устройств не предусмотрен.
Идентификационные данные ПО вычислителей УВП-280 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
2.17
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
свободный нефтяной газ (СНГ)
Диапазон измерений расхода СНГ в рабочих условиях, м3/ч
от 283 до 300000
Диапазон измерений расхода СНГ в стандартных условиях, м3/ч
от 311,6 до 2190311
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
±5
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С
от - 10 до +50
Рабочий диапазон давления СНГ, МПа (абс.)
от 0,1 до 0,8
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
220
50
Габаритные размеры СИКГ, мм, не более: - высота
- ширина
- длина
3600
3000
5000
Масса, кг, не более
1940
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды (температура внутри обогреваемых термочехлов), °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от - 18 до + 37,6 95 от 90 до 110
Средний срок службы, лет
16
Средняя наработка на отказ, ч
140000
Режим работы СИКГ
непрерывный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел высокого давления (СИКГ-7) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения с заводским номером 14062
—
1 шт.
«Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел высокого давления (СИКГ-7) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения. Паспорт»
204/15-02-ПС1
1 экз.
«Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел высокого давления (СИКГ-7) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения.
Руководство по эксплуатации»
204/15-02-РЭ
1 экз.
Сведения о методах измерений
«Объем свободного нефтяного газа. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел высокого давления (СИКГ-7) УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Востсибнефтегаз», утверждена ООО «Метрология и Автоматизация», свидетельство об аттестации № 33 - RA.RU.311956-2018 от 05.02.2018 г., номер в реестре ФР.1.29.2018.29826.
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 №1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
[category] =>
[brand] => ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 14062
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84083-21
[name] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
[model] => РГС-200
[brand_full] => Акционерное общество "Тамбовский завод "Комсомолец" имени Н.С. Артемова" (АО "Завком"), г. Тамбов
[preview_text] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-200 предназначены для измерения объема продукта.
[page_header] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-200
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84083-21-0001.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84083-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84083-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84083-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84083-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84083-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-200 предназначены для измерения объема продукта.
Описание
Тип резервуаров - стальные горизонтальные цилиндрические, номинальной вместимостью 200 м3.
Принцип действия резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-200 основан на заполнении их продуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-200 представляют собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами.
По наружной поверхности резервуары теплоизолированы слоем минеральной ваты и покрыты оцинкованным листом.
При проведении поверки теплоизоляция резервуаров демонтируется.
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.
Заводские номера наносятся на обшивку резервуара и дублируются маркировочной табличкой под слоем теплоизоляции (рисунок 1).
Резервуары РГС-200 с заводскими номерами 151561, 151562 расположены по адресу: 109429, г. Москва, вн. тер. г. Муниципальный Округ Капотня, кв-л Капотня 2-й, д. 1, к. 3, АО «Газпромнефть-МНПЗ».
Общий вид резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-200, представлен на рисунке 2.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Место нанесения заводских номеров
Рисунок 2 - Общий вид резервуаров РГС-200
Пломбирование резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-200 не предусмотрено.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
200
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (геометрический метод), %
±0,25
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
20
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-200
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ОАО "Завод Комсомолец", г.Тамбов
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 151561, 151562
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Осциллографы
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84081-21
[name] => Осциллографы
[model] => Infiniium V
[brand_full] => Компания "Keysight Technologies Malaysia Sdn. Bhd.", Малайзия
[preview_text] => Осциллографы Infiniium V (далее - осциллографы) предназначены для измерений амплитудных и временных параметров электрических сигналов, исследования формы сигнала по осциллографическим каналам.
[page_header] => Осциллографы Infiniium V
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84081-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84081-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84081-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84081-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84081-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84081-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Осциллографы Infiniium V (далее - осциллографы) предназначены для измерений амплитудных и временных параметров электрических сигналов, исследования формы сигнала по осциллографическим каналам.
Описание
Конструктивно осциллографы выполнен в виде настольного моноблока в защищённом корпусе и имеющие питание от сети переменного тока.
Принцип действия осциллографа основан на высокоскоростном аналого-цифровом преобразовании входного сигнала в реальном времени, предварительной аппаратной обработке сигнала и записи сигнала в память осциллографа. В результате обработки сигнала, а также в соответствии с настройками осциллографа, выделяется часть сигнала, предназначенная для отображения на экране. Эта часть сигнала направляется в центральный процессор, где происходит его математическая и статическая обработка перед выводом на экран без искажения измерительной информации. В случае изменения режима или настроек осциллографа из памяти извлекается новая часть сигнала и пересылается в центральный процессор для отображения на экране.
Осциллографы выпускаются в следующих модификациях: DSOV084A, DSAV084A, MSOV084A, DSOV134A, DSAV134A, MSOV134A, DSOV164A, DSAV164A, MSOV164A,
DSOV204A, DSAV204A, MSOV204A, DSOV254A, DSAV254A, MSOV254A, DSOV334A,
DSAV334A, MSOV334A.
Осциллографы модификаций DSOV отличаются от модификаций DSAV тем, что у моделей DSAV в стандартной комплектации установлена память 100 Мвыб/канал, программное обеспечение (далее - ПО) «EZJIT Complete» и средства анализа данных последовательных шин.
Осциллографы модификаций MSOV дополнительно к аналоговым каналам имеют 16 каналов цифрового логического анализатора.
Осциллографы различных модификаций отличаются различными полосами пропускания, при этом цифровые значения типа модификаций для удобства пользователей обозначают частотный диапазон моделей осциллографов. Например, осциллограф модификации DSOV254A имеет полосу пропускания 25 ГГц.
На передней панели осциллографа расположены: цветной сенсорный ЖК-дисплей; клавиши, позволяющие выбирать режим работы и установку параметров; два гнезда порта USB 3.0 и 1 гнездо порта USB 2.0 для сохранения сигналов и настроек осциллографа на картах энергонезависимой памяти; гнезда для подачи аналоговых сигналов;
На задней панели осциллографа расположены: два гнезда порта USB 3.0, два гнезда порта USB 3.0, дополнительный порт USB 3.0, два гнезда порта USB 2.0, выход видеосигнала VGA и DisplayPort, гнездо LAN, разъем для установки/снятия SSD.
Осциллографы оснащены складывающейся ручкой для переноски.
Осциллографы позволяют проводить автоматические и курсорные измерения амплитудно-временных, амплитудно-частотных (при установленных опциях) параметров входного сигнала с выводом результатов измерений на экран дисплея. Осциллографы имеют возможность подключения к персональному компьютеру и функцию программирования через интерфейс USB или LAN. Установки осциллографа, копии экрана и осциллограммы сохраняются во внутренней памяти или на внешнем персональном компьютере.
Серийный номер, идентифицирующий каждый экземпляр осциллографа, указывается на информационной наклейке на корпусе в формате цифрового обозначения.
Внешний вид одной из модификаций осциллографа с указанием места размещения знака утверждения типа приведён на рисунке 1.
Схема пломбировки от несанкционированного доступа и обозначение мест для размеще-
ния наклеек приведены на рисунке 2.
Рисунок 1 - Внешний вид одной из моделей осциллографа
Место пломбирования от несанкционированного доступа
Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа Осциллографы могут иметь опции, приведённые в таблице 1.
Таблица 1
Обозначение опций и аксессуаров
Описание опций и акссесуаров
N2803A
Усилитель пробника серии InfiniiMax III с полосой пропускания до 30 ГГц
N2802A
Усилитель пробника серии InfiniiMax III с полосой пропускания до 25 ГГц
N2801A
Усилитель пробника серии InfiniiMax III с полосой пропускания до 20 ГГц
N2800A
Усилитель пробника серии InfiniiMax III с полосой пропускания до 16 ГГц
N7000A
Усилитель пробника серии InfiniiMax III+ с полосой пропускания до 20 ГГц
N7001A
Усилитель пробника серии InfiniiMax III+ с полосой пропускания до 16 ГГц
N7002A
Усилитель пробника серии InfiniiMax III+ с полосой пропускания до 13 ГГц
N7003A
Усилитель пробника серии InfiniiMax III+ с полосой пропускания до 8 ГГц
N7010A
Терминирующий адаптер, с полосой пропускания до 30 ГГц
N5439A
Наконечник пробника типа ZIF с полосой пропускания до 28 ГГц
N5441A
Наконечник пробника серии InfiniiMax III с полосой пропускания до 16 ГГ ц
N5445A
Наконечник пробника дифференциальный с полосой пропускания до 28 ГГц
N5444A
Наконечник пробника с 2 входами типа 2,92 мм/3,5 мм/SMA с полосой пропускания до 28 ГГц
N5449A
Адаптер согласования импеданса (50 Ом или 1 МОм)с делителем на 10 (до 500 МГц)
N5442A
Адаптер согласования импеданса (50 Ом) BNC
N2812A
Кабель с полосой пропускания 28 ГГц кабель
DSOV13GBW
Увеличение полосы пропускания до 13 ГГц
DSOV16GBW
Увеличение полосы пропускания до 16 ГГц
DSOV20GBW
Увеличение полосы пропускания до 20 ГГц
DSOV25GBW
Увеличение полосы пропускания до 25 ГГц
DSOV33GBW
Увеличение полосы пропускания до 33 ГГц
DSOV000-100
Опция памяти 100 Мвыб на канал
DSOV000-200
Опция памяти 200 Мвыб на канал
DSOV000-500
Опция памяти 500 Мвыб на канал
DSOV000-01G
Опция памяти 1 Гвыб на канал
DSOV000-02G
Опция памяти 2 Гвыб на канал
N2810A-100
Увеличение памяти с 50 Мвыб на канал до 100 Мвыб на канал
N2810A-200
Увеличение памяти с 100 Мвыб на канал до 200 Мвыб на канал
N2810A-500
Увеличение памяти с 200 Мвыб на канал до 500 Мвыб на канал
N2810A-01G
Увеличение памяти с 500 Мвыб на канал до 1 Гвыб на канал
N2810A-02G
Увеличение памяти с1 Гвыб на канал до 2 Гвыб на канал
DSOV000-810
Опция аппаратного запуска на высокоскоростные сигналы последовательных шин
N2119AU
Модернизация до осциллографа с аппаратным запуском на высокоскоростные сигналы последовательных шин
N2118AU
Модернизация до осциллографа смешанных сигналов
DSOV000-801
Съемный твердотельный накопитель обънмом 1 Тбайт
DSOV000-805
Встроенный порт GPIB
1134A
Усилитель пробника до 7 ГГц (InfiniiMax )
1168A
Усилитель пробника до 10 ГГц (InfiniiMax II)
Обозначение опций и аксессуаров
Описание опций и акссесуаров
1169A
Усилитель пробника до 13 ГГц (InfiniiMax II)
E2669A
Комплект InfiniiMax для дифференциальных/несимметричных измерений
E2668A
Комплект InfiniiMax для несимметричных измерений
E2675A
Головка-браузер дифференциального пробника и аксессуары (полоса пропускания
6 ГГц)
E2676A
Головка-браузер несимметричного пробника и аксессуары (полоса пропускания 6 ГГц)
E2677A
Припаиваемая головка-браузер дифференциального пробника и аксессуары (полоса пропускания 12 ГГц)
E2678A
Головка несимметричного/дифференциального пробника с гнездовым разъемом и аксессуары (полоса пропускания 12 ГГц)
E2679A
Припаиваемая головка несимметричного пробника и аксессуары (полоса пропускания 6 ГГ ц)
E2695A
Головка SMA для дифференциального пробника (полоса пропускания 8 ГГ ц)
N5425A
Припаиваемая ZIF головка дифференциального пробника (полоса пропускания 12 ГГц)
N5426A
ZIF наконечники
N5451A
ZIF наконечники InfiniiMax с длинными проводами (для ZIF головок N5425A)
N5450A
Удлинительный кабель InfiniiMax для работы в широком диапазоне температур (от минус 55 до плюс 150 °C)
N2880A
Комплект аттенюаторов InfiniiMax (пары аттенюаторов на 6, 12 и 20 дБ)
N2881A
Блокировка постоянного тока InfiniiMax (пара развязывающих конденсаторов на 30 В)
N2884A
Наконечники InfiniiMax с гибкими выводами для полупроводниковых пластин
N5380B
Дифференциальный SMA адаптер InfiniiMax II (полоса пропускания 12 ГГц)
N5381A
Припаиваемая головка дифференциального пробника InfiniiMax II и аксессуары (полоса пропускания 12 ГГц)
N5382A
Головка-браузер InfiniiMax II для дифференциального пробника (полоса пропускания 12 ГГц)
N5387A
Адаптер интерфейса пробника InfiniiMax Soft Touch Pro (4 ГГц)
N5388A
Адаптер интерфейса пробника InfiniiMax Soft Touch Pro на половину каналов (4 ГГц)
N2750A
Дифференциальный активный пробник до 1,5 ГГц
N2751A
Дифференциальный активный пробник до 3,5 ГГц
N2752A
Дифференциальный активный пробник до 6 ГГц
N2776A
Дифференциальные наконечник-браузер
N2777A
Впаиваемый наконечник InfiniiMode
N2778A
Наконечник с гнездовым разъемом
N2795A
Несимметричный активный пробник до 1 ГГц
N2796A
Несимметричный активный пробник до 2 ГГц
N2797A
Несимметричный активный пробник до 1,5 ГГц для работы в широком диапазоне температур (от -40 до 80 °C)
Обозначение опций и аксессуаров
Описание опций и акссесуаров
N2790A
Высоковольтный дифференциальный активный пробник до 100 МГц
N2791A
Высоковольтный дифференциальный активный пробник до 25 МГц
N2818A
Дифференциальный активный пробник до 200 МГц
N2819A
Дифференциальный активный пробник до 800 МГц
N2891A
Высоковольтный дифференциальный активный пробник до 70 МГц
1146B
токовый пробник до 100 кГц (100 Апик)
1147B
Токовый пробник до 50 МГц (15 Апик/30 Апик, кратковременно)
N2780B
Токовый пробник до 2 МГц (500 Аср.кв./700 Апик, кратковременно)
N2781B
Токовый пробник до 10 МГц (150 Аср.кв./300 Апик, кратковременно)
N2782B
Токовый пробник до 50 МГц (30 Аср.кв./50 Апик, кратковременно)
N2783B
Токовый пробник до 100 МГц (30 Аср.кв./50 Апик, кратковременно)
N2893A
Токовый пробник до 100 МГц (30 Аср.кв./50 Апик, кратковременно)
N2820A
Двухканальный высокочувствительный токовый пробник до 3 МГц (50 мкА-5 А)
N2821A
Высокочувствительный токовый пробник до 3 МГц (50 мкА-5 А)
10076B
Высоковольтный пробник до 250 МГц
N2771B
Высоковольтный пробник до 50 МГц
N2870A
Пробник до 35 МГц
N2871A
Пробник до 200 МГц
N2872A
Пробник до 350 МГц
N2873A
Пробник до 500 МГц
N2874A
Пробник до 1,5 ГГц
N2875A
Пробник до 500 МГц
N2876A
Пробник до 1,5 ГГц
N2830A
Пробник до 4 ГГц (InfiniiMax III+)
N2831A
Пробник до 8 ГГц (InfiniiMax III+)
N2832A
Пробник до 13 ГГц (InfiniiMax III+)
N2848A
Головка пробника QuickTip
N2849A
Головка пробника QuickTip
E5382B
Несимметричный комплект цифрового пробника типа “flying lead “
E5390A
Несимметричный комплект цифрового пробника типа “ soft touch”
E5398A
Несимметричный комплект цифрового пробника типа “1/2 soft touch”
E5387A
Дифференциальный комплект цифрового пробника типа “ soft touch”
E5381A
Дифференциальный комплект цифрового пробника типа “flying lead “
Программное обеспечение
Осциллографы имеют встроенное ПО, изменение метрологически значимой части ПО осциллографа невозможно физически. Метрологически значимая часть ПО осциллографов и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных и непреднамеренных изменений.
Специальные средства защиты ПО исключают возможность несанкционированной модификации, загрузки, считывания из памяти осциллографа, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и результатов измерений.
Уровень защиты ПО от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «низкий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Infiniium Oscilloscope Software for Windows 10 and Windows 7
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 06.60.00601
Цифровой идентификатор ПО
-
Технические характеристики
Таблица 3
Наименование характеристики
Значение
DSOV/
DSAV/ MSOV084A
DSOV/
DSAV/ MSOV134A
DSOV/
DSAV/ MSOV164A
DSOV/
DSAV/ MSOV204A
DSOV/
DSAV/ MSOV254A
DSOV/
DSAV/ MSOV334A
Система вертикального отклонения
Количество входных каналов
4
Разрешающая способность по вертикали, бит
8, c усреднением не более 12
Полоса пропускания (по уровню минус 3 дБ), ГГц 2 канала
8
13
16
20
25
32
Полоса пропускания (по уровню минус 3 дБ), ГГц 4 канала
8
13
16
Время нарастания/ спада (от 10 до 90
%), пс
55,0
33,8
27,5
22
17,6
13,3
Максимальная ча
стота дискретизации, Гвыб/с 2 канала
80
Максимальная ча
стота дискретизации, Гвыб/с 4 канала
40
Динамический диапазон, делений
±4
Диапазон коэффициентов отклонения Коткл в последовательности 1; 2; 5, В/дел
от 1 • 10-3 до 1
Наименование характеристики
Значение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки коэффици
ента отклонения на постоянном токе, В
при Коткл до
5 мВ/дел включ.
при Коткл свыше
5 мВ/дел
±(
±
0,025 • 8 [дел] • Коткл [В/дел])
(0,02 • 8 [дел] • Коткл [В/дел])
Максимальное среднее квадра-тическое значение собственных шумов при коэффициенте отклонения, мВ
5 мВ/дел
10 мВ/дел
20 мВ/дел
50 мВ/дел
100 мВ/дел
200 мВ/дел
500 мВ/дел
1 В/дел
0,21 0,23 0,46 1,04 1,92
4,39 10,07 18,47
0,27 0,28 0,57 1,09
2,30 5,52 12,42 21,36
0,31 0,36 0,65
1,32
2,63
6,14
13,68
26,12
0,37 0,42 0,74 1,54 3,02 6,92 15,05 30,15
0,45 0,49 0,83
1,73
3,39
8,16 17,08 34,36
0,58 0,60 1,04 2,09 3,98 9,88 20,25 39,35
Максимальное среднее квадратическое значение собственных шумов при коэффициенте отклонения (с опцией
N7010), мВ 5 мВ/дел 10 мВ/дел 20 мВ/дел 50 мВ/дел 100 мВ/дел 200 мВ/дел 500 мВ/дел 1 В/дел
0,28 0,30 0,54 1,21
2,42 4,84 12,16 24,21
0,41
0,42
0,74 1,64 3,25
6,48
16,39
32,50
0,44 0,48 0,84 1,86 3,68 7,33 18,64 36,80
0,51 0,57
0,99
2,18
4,30 8,53
21,89
42,99
0,65 0,70 1,20 2,64 5,16 10,18 26,42 51,55
0,84 0,86 1,48 3,21 6,21 12,18 32,06 61,98
Наименование характеристики
Значение
Диапазон установки напряжения смещения иСМЕЩ, В при коэффициентах отклонения:
до 49 мВ/дел включ.
от 50 до 79 мВ/дел включ.
от 80 до 134 мВ/дел включ.
от 135 до 239 мВ/дел включ.
от 240 до 1000 мВ/дел включ.
±0,4
±0,7
±1,2
±2,2
±4,0
Диапазон установки
напряжения смещения иСМЕЩ с опцией
N7010A, В
±4
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки напряжения смещения при напряжении входного сигнала, В
не более или равно 3,5 В
более 3,5 В
±(0,02 • иСМЕЩ +0,01- 8[дел] • Коткл [В/дел] + 1 мВ) ±(0,02 • иСМЕЩ +0,01- 8[дел] • Коткл [В/дел])
Максимальное значение входного напряжения, В
±5
Входное сопротивле
ние каналов, Ом
от 48,5 до 51,5
Система отклонения по горизонтали
Диапазон коэффициентов развертки, с/дел
от 2 -10-9 до 20
Время установки задержки, с
от 0 до 200
Пределы допускаемой относительной погрешности опорного
генератора, %
±(0,1-10-6 + 0,1-10-6-Тэ) 1)
Наименование характеристики
Значение
Значение собственного джиттера (встроенный опорный источник частоты), при значениях развертки, фс, не более до 1 мс включ.
св. 1 до 10 мс ис включ. св. 10 до 100 мс включ. св. 0,1 до 1 с
100
200
500
2000
Значение собственного джиттера (внешний
опорный источник частоты), фс до 1 мс включ включ. св. 1 до 10 мс включ. св. 10 до 100 мс включ. св. 0,1 до 1 с
100
200
200
500
Синхронизация
Виды запуска
автоматический, ждущий, однократный, принудительный
Минимальная ширина импульса для запуска, пс
аппаратно
с программой In-finiiScan
250
40
Диапазон уровней
входного сигнала внутренней синхронизации, В
±4;
±5 при значении входного сигнала ±5 В
Источники запуска
Любой канал, сеть, вход внешнего запуска
Минимальный уровень входного сигнала внутренней синхрониза
ции, дел
низкий до 22 ГГ ц высокий:
до 18 ГГц включ.
св. 18 до 22 ГГц
2
0,3
1
Наименование характеристики
Значение
Характеристики цифровых каналов (только модификаций MSO или установленной опции N2118AU)
Число каналов
16 логических каналов, обозначенных D0-D15
Типы установки пороговых уровней срабатывания и их значения (Unop), В
ТТЛ
КМОП
ЭСЛ
ПЕСЛ
определяемый пользователем с с шагом 100 мВ
+1,4 +2,5
-1,3 +3,7
от -3 до + 3
Наибольшее значение аналоговой полосы
пропускания (зависит от типа пробника), ГГ ц
3
Максимальное значение напряжения входного сигнала (пиковое), В
±40
Минимальное значе
ние напряжения входного сигнала (амплитудное), мВ
200
Входной динамиче
ский диапазон относительно установленного порогового уровня срабатывания, В
±10
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки порогового уровня срабатывания, мВ
±(0,03 • Unop + 100)
Входное сопротивле
ние, кОм
от 19,6 до 20,4
П р и м е ч а н и е - Обозначения: Тэ - количество лет эксплуатации осциллографа.
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Напряжение питания переменного тока частотой 50 Гц, В
от 198 до 242
Габаритные размеры, мм, не более
высота
266
ширина
436
длина
492
Масса, кг, не более
3,76
Рабочие условия эксплуатации
температура окружающего воздуха, °С
от +15 до +35
относительная влажность окружающего воздуха, %
до 80
Знак утверждения типа
наносится на переднюю панель осциллографа, а также на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность осциллографов
Наименование
Обозначение
Количество
Осциллограф Infiniium V
Модификации: DSOV084A, DSAV084A,
MSOV084A, DSOV134A, DSAV134A,
MSOV134A, DSOV164A, DSAV164A,
MSOV164A, DSOV204A, DSAV204A,
MSOV204A, DSOV254A, DSAV254A,
MSOV254A, DSOV334A, DSAV334A,
MSOV334A
1 шт.*
Комплект принадлежностей
—
1 шт.
Руководство по эксплуатации
—
1 экз.
* По заказу
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 2 документа «Осциллографы Infiniium V. Руководство по эксплуатации»
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 года №3463 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений импульсного электрического напряжения»
Техническая документация изготовителя.
Стандарт предприятия «Единые технические и метрологические требования на осциллографы INFINIUM V
[category] => Осциллографы
[brand] => Компания "Keysight Technologies, Inc.", США
[country] => МАЛАЙЗИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 7
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 3
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 7
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Преобразователи измерительные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84067-21
[name] => Преобразователи измерительные
[model] => SST2200A-84C
[brand_full] => Barksdale Inc., США
[preview_text] => Преобразователи измерительные SST2200A-84C (далее по тексту - преобразователи) предназначены для измерений и преобразований частоты напряжения переменного тока в сигналы силы постоянного тока.
[page_header] => Преобразователи измерительные SST2200A-84C
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84067-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84067-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84067-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84067-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84067-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Преобразователи измерительные SST2200A-84C (далее по тексту - преобразователи) предназначены для измерений и преобразований частоты напряжения переменного тока в сигналы силы постоянного тока.
Описание
Принцип действия преобразователей состоит в масштабном преобразовании частоты от подаваемых на вход напряжений переменного тока в сигналы в виде силы постоянного тока, связанные линейной зависимостью с частотой входного сигнала переменного тока.
Преобразователи содержат входной фильтр, компаратор и цифровой измеритель длительности периода, измеряющий длительность нескольких последовательных колебаний входного напряжения.
Конструктивно преобразователи состоят из печатной платы с электронными схемами, размещенными в изолирующем корпусе из поликарбоната. Измерительные входы, входы от внешних источников питания, выходы интерфейса «токовая петля» и релейные выходы размещены на верхней поверхности корпуса преобразователей и имеют винтовые зажимы.
Преобразователи изготавливаются в единственной модификации - SST2200A-84C.
К данному типу относятся преобразователи с зав.№ № 0519, 0918.
Общий вид преобразователей представлен на рисунке 1.
Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится типографским методом на наклейку, что обеспечивает идентификацию каждого экземпляра в течении всего срока эксплуатации.
Конструкцией преобразователей не предусмотрено пломбирование и нанесение знака поверки.
Знак поверки рекомендуется наносить на свидетельство о поверке в соответствии с действующим законодательством.
Знак утверждения типа на преобразователи не наносится.
Рисунок 1 - Общий вид преобразователей
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее по тексту - ПО) преобразователей является встроенным и записано в память микропроцессора в виде прошивки. ПО инсталлируется в микропроцессор на заводе-изготовителе и в процессе эксплуатации изменению не подлежит. Определить номер версии прошивки невозможно в виду того, что преобразователи не имеют коммуникационных интерфейсов и дисплея.
Уровень защиты ПО и измерительной информации от преднамеренных и непреднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
firmware
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже
-
Цифровой идентификатор ПО
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Диапазоны преобразований аналоговых сигналов
Пределы допускаемой приведенной (к диапазону преобразования) погрешности, %
на входе
на выходе
от 0,1 до 20000 Гц
от 4 до 20 мА
±0,25
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Параметры электрического питания: - напряжение постоянного тока, В
от 22 до 30
Потребляемая мощность, Вт, не более
5
Рабочие условия измерений:
- температура окружающей среды, °С
от -40 до +71
Габаритные размеры, мм, не более:
- ширина
- высота
- глубина
210
79
95
Масса, кг, не более
1,17
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
25000
Средний срок службы, лет, не менее
5
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4- Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Преобразователи измерительные
SST2200A-84C (зав.№ № 0519, 0918)
2 шт.
Руководство по эксплуатации
-
1 шт.
Паспорт (зав.№ № 0519, 0918)
-
2 экз.
Методика поверки
МП-320/07-2021
1экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 2 «Установка» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 31.07.2018 г. № 1621 «Об утверждении государственной
поверочной схемы для средств измерений времени и частоты»
Приказ Росстандарта от 01.10.2018 № 2091 «Об утверждении государственной
поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1-10-16 до 100 А»
[category] =>
[brand] => Компания "Barksdale GmbH", Германия
[country] => СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 0519, 0918
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84065-21
[name] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
[model] => РГС-12
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "ГРОМ" (ООО НПП "ГРОМ"), г. Тюмень
[preview_text] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 предназначен для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84065-21-0001.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84065-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84065-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84065-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84065-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84065-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 предназначен для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Принцип действия резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 основан на заполнении его нефтепродуктами до определенного уровня, соответствующего объему нефтепродукта согласно градуировочной таблице резервуара.
Тип резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 - подземный.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 представляет собой сварной металлический сосуд в форме горизонтального цилиндра, оборудованный приемораздаточными устройствами и люками.
Заполнение и выдача нефтепродуктов осуществляется через приемно-раздаточные устройства.
Заводской номер резервуара нанесен типографским способом на паспорт.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 расположен на территории ТСБ-1 АО «Газпромнефть-ОНПЗ».
Эскиз резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Эскиз резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5
Горловины и замерные люки резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 представлены на рисунке 2.
Рисунок 2 - Горловины и замерные люки резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5
Пломбирование резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке резервуара и в градуировочной таблице на листах в местах подписи поверителя.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
12,5
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %
±0,20
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
нефтепродукты
Габаритные размеры, мм, не более - высота - диаметр
3316
2000
Диапазон температуры окружающего воздуха, °С
от - 50 до + 50
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование и условные обозначения
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5, зав. № 14
-
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 «Методика измерений» паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ООО НПП "ГРОМ", г. Тюмень
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 14
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерительная массового расхода (массы) н-бутана поз. FT58312 цеха № 01 завода Бензинов АО "ТАИФ-НК"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84066-21
[name] => Система измерительная массового расхода (массы) н-бутана поз. FT58312 цеха № 01 завода Бензинов АО "ТАИФ-НК"
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "ТАИФ-НК" (АО "ТАИФ-НК"), г. Нижнекамск, Республика Татарстан
[preview_text] => Система измерительная массового расхода (массы) н-бутана поз. FT58312 цеха № 01 завода Бензинов АО «ТАИФ-НК» (далее - ИС) предназначена для измерений массового расхода и массы н-бутана.
[page_header] => Система измерительная массового расхода (массы) н-бутана поз. FT58312 цеха № 01 завода Бензинов АО "ТАИФ-НК"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84066-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84066-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84066-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84066-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерительная массового расхода (массы) н-бутана поз. FT58312 цеха № 01 завода Бензинов АО «ТАИФ-НК» (далее - ИС) предназначена для измерений массового расхода и массы н-бутана.
Описание
Принцип действия ИС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массового расхода (HART протокол), давления (от 4 до 20 мА) и температуры (от 4 до 20 мА).
Состав первичных измерительных преобразователей (далее - ПИП) представлен в
таблице 1.
Таблица 1 - Состав ПИП
Наименование
Количество
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - ФИФОЕИ)
Счетчик-расходомер массовый «ЭМИС-МАСС 260» (DN 50)
1
42953-15
Датчик давления «Метран-150» (исполнение G)
1
32854-09
Преобразователь температуры Метран-280-Ex (модель ТСП Метран-286-Ex)
1
23410-13
Состав СОИ представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав СОИ
Наименование
Количество
Регистрационный номер в ФИФОЕИ
Преобразователи измерительные тока и
напряжения с гальванической развязкой
(барьеры искрозащиты) серии К (модуль KFD2-STC4-Ex1)
3
22153-07
Комплекс измерительно-вычислительный
CENTUM модели VP (модуль ввода аналоговых сигналов AAI143) (далее - CENTUM)
1
21532-08
Основные функции ИС:
- измерение давления, температуры и массового расхода (массы) н-бутана;
- формирование отчетов, архивирование, хранение и передача в системы верхнего уровня измеренных и вычисленных значений;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Пломбирование ИС не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке ИС.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) ИС реализовано на базе ПО CENTUM и обеспечивает реализацию функций ИС.
ПО ИС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров паролем и ведением доступного только для чтения журнала событий.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО ИС приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИС
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
CENTUM VP6
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже R6.03.26
Цифровой идентификатор ПО
—
Технические характеристики
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИС
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений массового расхода н-бутана, т/ч
от 3,5 до 10,0
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массового расхода (массы) н-бутана, %
±0,25
Пределы допускаемой приведенной погрешности
измерений входного аналогового сигнала силы постоянного тока от 4 до 20 мА, %
±0,17
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений времени, %
±0,05
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИС
Наименование характеристики
Значение
Температура н-бутана, °С
от -20 до +35
Избыточное давление н-бутана, МПа
от 0,35 до 0,65
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
220-23
50±1
Условия эксплуатации:
а) температура окружающей среды, °С:
- в месте установки ПИП
- в месте установки СОИ б) относительная влажность, %
в) атмосферное давление, кПа
от -40 до +40
от +15 до +25
не более 80, без конденсации влаги от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта по центру типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность ИС
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерительная массового расхода (массы) н-бутана поз. FT58312 цеха № 01
завода Бензинов АО «ТАИФ-НК», заводской № 58312
—
1 шт.
Паспорт
—
1 экз.
Руководство по эксплуатации
—
1 экз.
Сведения о методах измерений
«Государственная система обеспечения единства измерений. Массовый расход и масса н-бутана. Методика измерений системой измерительной массового расхода (массы) н-бутана поз. FT58312 цеха № 01 завода Бензинов АО «ТАИФ-НК», аттестованная ООО ЦМ «СТП», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0508/1-320-311459-2021.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
[category] =>
[brand] => НПЗ ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск
[country] =>
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 58312
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Манометры
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84064-21
[name] => Манометры
[model] => Ashford
[brand_full] => Фирма "Ashford Instrumentation Ltd.", Великобритания
[preview_text] => Манометры Ashford (далее - манометры) предназначены для измерения избыточного давления различных сред (жидкость, газ и пар) относительно давления окружающей морской воды.
[page_header] => Манометры Ashford
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84064-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84064-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84064-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84064-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84064-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Манометры Ashford (далее - манометры) предназначены для измерения избыточного давления различных сред (жидкость, газ и пар) относительно давления окружающей морской воды.
Описание
Принцип действия манометров основан на сравнении подводных показаний с давлением окружающей среды на глубине, при этом нулевая точка будет равна давлению окружающей среды. Зависимость между измеряемым давлением и упругой деформацией чувствительного элемента выражена перемещением её свободного конца и преобразованием передаточным механизмом в угловое перемещение показывающей стрелки.
Манометры состоят из стального корпуса (SS 316), имеющего защитное покрытие. В конструкцию манометров встроены задние компенсирующие диафрагмы.
Манометры выпускаются в следующих модификациях ITECH0400D и 1ТЕСН71200А, которые отличаются диапазонами измерений.
Маркировка и серийные номера манометров наносятся на циферблат следующим образом сверху вниз:
1. Серийный номер №;
2. Применяемый стандарт: EN 837-1;
3. Максимальная расчетная глубина: 3000 metres;
4. i-Tech7 эмблема;
5. Маркировка CE
6. Единица измерения: бар;
7. Класс точности: CL1.0 (Класс 1.0 %);
Общий вид манометров представлен на рисунке 1. Пломбирование манометров не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и (или) в паспорт манометров в соответствии с действующим законодательством. Манометры имеют серийные номера в виде цифрового значения, обеспечивающие идентификацию каждого экземпляра, номер наносится на циферблат методом гравировки (рисунок 1).
Рисунок 1 - Общий вид манометров Ashford
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений избыточного давления, МПа (бар)1) - для модификации ITECH0400D
- для модификации ITECH71200A
от 0 до 40 (от 0 до 400) от 0 до 120 (от 0 до 1200)
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений, % от диапазона измерений избыточного давления
±1
Класс точности
1,0
Пределы дополнительной погрешности, вызванной изменением температуры окружающей среды в диапазоне рабочих температур на каждые 10 °С, % от диапазона измерений
±0,4
1) - ВПИ измерений избыточного давления выбираются потребителем при заказе
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальный диаметр корпуса, мм, не более
100
Масса с заполнением гидравлической жидкостью, кг, не более
0,90
Рабочие условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность окружающей среды, %
от 0 до 60
100
Нормальные условия измерений:
- температура окружающей среды, °С
от +18 до +22
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
87600
Средний срок службы, лет, не менее
10
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность манометров
Наименование
Обозначение
Количество
Манометры
Ashford
1 шт.
Паспорт
ASHFORD.00.001 ПС
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 2.1 «Описание средства измерений» ASHFORD.00.001 ПС
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29 июня 2018 г. № 1339 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений
избыточного давления до 4000 МПа».
ГОСТ 2405-88 «Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия».
Техническая документация «Ashford Instrumentation Ltd», Великобритания
[category] => Манометры
[brand] => Фирма "Ashford Instrumentation Ltd.", Великобритания
[country] => СОЕДИНЕННОЕ КОРОЛЕВСТВО
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 76
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 76
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-3
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84063-21
[name] => Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-3
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Метрологический центр Контрольно-измерительные технологии" (ООО "МЦ КИТ"), г. Москва
[preview_text] => Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-3 (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, поступающего на продувку факельного коллектора низкого давления.
[page_header] => Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-3
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84063-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84063-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84063-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84063-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84063-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-3 (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, поступающего на продувку факельного коллектора низкого давления.
Описание
Конструктивно СИКГ состоит из одной измерительной линии (ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На ИЛ установлены следующие основные средства измерений (СИ):
- расходомер вихревой «Ирга-РВ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 55090-13);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32854-13);
- термопреобразователь универсальный ТПУ 0304 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 50519-17).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: вычислитель УВП-280 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13) и АРМ оператора на базе персональных компьютеров, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Вычислитель УВП-280 осуществляет обработку сигналов с первичных преобразователей СИ, вычисление физикохимических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...50С) К при давлениях до 15 МПа», расчет объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачу информации на верхний уровень СОИ. АРМ оператора предназначено для сбора данных, формирования и печати отчетных документов, отображения и регистрации измерительной и технологической информации, архивирования, построения графиков и таблиц, трендов, архивных данных, а также любой другой информации выведенной на экран монитора.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.
СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема газа в рабочих условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м3/ч);
- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);
- отображение измерительной и технологической информации на мониторах АРМ оператора;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.
Общий вид СИКГ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКГ
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится вычислитель УВП-280 (далее -вычислитель). Вычислитель выполняет функции вычисления объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачи информации на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО относятся конфигурационные файлы вычислителя.
К ПО верхнего уровня относится АРМ оператора, выполняющее функции сбора, хранения, отображения информации, полученной с нижнего уровня ПО, формирования и печати отчетных документов.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Вывод цифрового идентификатора ПО вычислителей УВП-280, выпущенных до 22.01.2019 на показывающее устройство или посредством подключения внешних устройств не предусмотрен.
Идентификационные данные ПО вычислителей УВП-280 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3.11
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
свободный нефтяной газ (СНГ)
Диапазон измерений расхода СНГ в рабочих условиях, м3/ч
от 2 до 30
Диапазон измерений расхода СНГ в стандартных условиях, м3/ч
от 3,73 до 194,86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
±5
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С
от -10 до +40
Рабочий диапазон давления СНГ, МПа (абс.)
от 0,201325 до 0,701325
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
380 / 220
50
Габаритные размеры СИКГ, мм, не более: - высота - ширина - длина
600
200
3000
Масса, кг, не более
62
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды (температура в обогреваемых термочехлах), °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от 15 до 25 95 от 90 до 110
Средний срок службы, лет
16
Средняя наработка на отказ, ч
140000
Режим работы СИКГ
непрерывный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-3 с заводским номером 49
—
1 шт.
«Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-3. Паспорт»
3176717/0168Д
01.03.000-ПС
1 экз.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям. Методика (метод) измерений с помощью системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-3 на УПН расширенного первоочередного участка Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Востсибнефтегаз», утверждена ООО «МЦ КИТ», свидетельство об аттестации №0030-01.00221-2017, номер в реестре ФР.1.29.2017.28343.
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 №1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
[category] =>
[brand] => ООО "Метрологический центр Контрольно-измерительные технологии", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 49
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Экоойл"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84057-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Экоойл"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ЭнергоПромРесурс" (ООО "ЭнергоПромРесурс"), Московская обл., г. Красногорск
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Экоойл» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Экоойл"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84057-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84057-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84057-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84057-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Экоойл» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер БД) с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер БД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).
Передача информации от АРМ субъекта ОРЭМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера БД и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера БД с часами УСВ осуществляется автоматически. Корректировка часов сервера БД производится при расхождении показаний часов сервера БД с часами УСВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера БД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера БД более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Экоойл».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
CalcCli-ents.dll
CalcLeak age. dll
CalcLoss es.dll
Metrology, dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
e55712d0 blb21906 5d63da94 9114dae4
bl959ff7 0belebl7 c83f7bOf 6d4al32f
d79874dl 0fc2bl56 a0fdc27e lca480ac
52e28d7b 608799bb 3ccea41b 548d2c83
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
ParseBin. dll
Par-seIEC.dll
ParseMod-bus.dll
ParsePira mida.dll
SynchroN
SI. dll
Verify-Time.dll
не ниже 3.0
6f557f88
48е73а92
c391d6427
ecf532935
530d9b01
lea5429b
5Ь737261
83dle664
lacf4055b
cala3fd32
26f7cdc2
261fb0e28
328cd778
9452 lf63
b2a4d3felf
15049aflf
3ecd814c
84f5b356a
05bdlba7
d00b0d9f
8f48
d979f
4eb7ca09
ldle75
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
ИВК
Вид электрической энергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
КТП № 788 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Сервер БД
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
2
КТП № 788 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т2
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
3
КТП № 789 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
4
КТП № 789 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т2
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)
±5 с
Лист № 5
Всего листов 9
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном; cosф = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество ИК
4
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от ином
ток, % от 1ном
коэффициент мощности cosф
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
от 95 до 105 от 1 до 120
0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от ином
ток, % от 1ном
коэффициент мощности cosф
частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от 0 до +40 от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
165000 2
45000 2
70000 1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
113
40
Продолжение таблицы 3
1
2
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
аблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока шинные
ТШП-0,66
12
Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05МК
4
Устройство синхронизации времени
УСВ-3
1
Сервер БД
-
1
Паспорт-формуляр
ЭНПР.411711.074.ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Экоойл», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "ЭнергоПромРесурс", г. Красногорск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 001
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Трансформаторы тока
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84056-21
[name] => Трансформаторы тока
[model] => LZZBJ9-12/185h/2
[brand_full] => ABB Electrical Equipment (Xiamen) Co., Ltd., Китай
[preview_text] => Трансформаторы тока LZZBJ9-12/185h/2 (далее - трансформаторы) предназначены для масштабного преобразования силы тока высокого фазного напряжения в силу тока, пригодную для передачи сигналов измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления в электросетях переменного тока промышленной частоты.
[page_header] => Трансформаторы тока LZZBJ9-12/185h/2
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84056-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84056-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84056-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84056-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84056-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Трансформаторы тока LZZBJ9-12/185h/2 (далее - трансформаторы) предназначены для масштабного преобразования силы тока высокого фазного напряжения в силу тока, пригодную для передачи сигналов измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления в электросетях переменного тока промышленной частоты.
Описание
Принцип действия трансформаторов основан на явлении электромагнитной индукции.
Трансформатор состоит из одного магнитопровода с несколькими вторичными обмотками, которые залиты эпоксидной смолой.
Трансформаторы по принципу конструкции - опорные, с литой изоляцией.
Выводы первичной обмотки выведены на верхнюю часть литого корпуса в виде контактных площадок, каждая с отверстиями для болтов. Вторичные обмотки выведены в литую коробку для зажимов, закрытую пластмассовой крышкой и расположенную у основания трансформаторов на узкой боковой стенке. Крышка, закрывающая зажимы, имеет возможность пломбировки для исключения несанкционированного доступа.
Рабочее положение трансформаторов в пространстве - любое. Крепление осуществляется с помощью четырех болтов. Заземляющий зажим находится на опорной плите трансформаторов. На боковой стенке корпуса трансформаторы имеют табличку технических данных.
Общий вид трансформаторов и место пломбирования представлены на рисунке 1.
Знак поверки наносится в свидетельство о поверке.
Заводской номер трансформатора наносится на самоклеящуюся информационную табличку (шильд) на корпусе.
Рисунок 1 - Трансформаторы тока LZZBJ9-12/185h/2 и обозначение места пломбировки от несанкционированного доступа
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики трансформаторов тока
Наименование параметра
Значение
Заводские номера
117242106, 117222106, 121092106,
117192106, 121072106, 121082106,
121102106, 117202106, 117232106, 121112106, 117212106, 121122106
Год выпуска
2021
Номинальное напряжение, кВ
6,3
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
12
Номинальный первичный ток, А
2500
Номинальный вторичный ток, А
5
Номинальная частота переменного тока, Гц
50
Класс точности обмоток для измерений
0,5S
Класс точности обмоток для защиты
10P
Номинальная вторичная нагрузка для измерений, В^А
5
Номинальная вторичная нагрузка для защиты, В^А
15
Таблица 2 - Основные технические характеристики трансформаторов тока
Наименование параметра
Значение
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -25 до +40
Средний срок службы, не менее, лет
30
Средняя наработка на отказ не менее, ч
262800
Знак утверждения типа
наносится на паспорт типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средств измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформатор тока
LZZBJ9-12/185h/2
12 шт.
Паспорта
-
12 шт.
Инструкция по установке, эксплуатации и техническому обслуживанию
-
1 шт.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Инструкция по применению и техническому обслуживанию» в инструкции по установке, эксплуатации и техническому обслуживанию.
Нормативные документы
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
[category] => Трансформаторы
[brand] => Фирма "ABB Electrical Equipment (Xiamen) Co., Ltd.", Китай
[country] => КИТАЙ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 117242106, 117222106, 121092106, 117192106, 121072106, 121082106, 121102106, 117202106, 117232106, 121112106, 117212106, 121122106
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 8 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 12
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 12
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнерКом" первая очередь
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84055-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнерКом" первая очередь
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнерКом» первая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнерКом" первая очередь
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84055-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84055-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84055-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84055-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнерКом» первая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и оформление отчетных документов.
Сервер БД обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц (предприятий потребителей, сетевых организаций, смежных субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) и др.), получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Сервер БД по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от навигационных систем ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО «АльфаЦЕНТР»
Библиотека ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
1
"аблица 2 - Состав ИК АИ
ИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСВ
Основная погрешность, %
Погрешность в рабочих условиях, %
1
ТП 6 кВ №2440, РУ-0,4 кВ, 1 С.Ш. 0,4 кВ, Ввод №1 0,4 кВ
ТШП-0,66
Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 64182-16
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
УСВ-3 Рег. № 64242-16
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
2
ТП 6 кВ №2440, РУ-0,4 кВ, 2 С.Ш. 0,4 кВ, Ввод №2 0,4 кВ
ТШП-0,66
Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 64182-16
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
3
ТП 6 кВ №2406, РУ-0,4 кВ, 1 С.Ш. 0,4 кВ, Ввод №1 0,4 кВ
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 52667-13
—
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
4
ТП 6 кВ №2406, РУ-0,4 кВ, 2 С.Ш. 0,4 кВ, Ввод №2 0,4 кВ
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 52667-13
—
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
5
ТП 6 кВ №2540, РУ-0,4 кВ, 1 С.Ш. 0,4 кВ, Ввод №1 0,4 кВ
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 52667-13
—
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
6
ТП 6 кВ №2540, РУ-0,4 кВ, 2 С.Ш. 0,4 кВ, Ввод №2 0,4 кВ
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 52667-13
—
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
УСВ-3 Рег. № 64242-16
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
7
ТП 6 кВ №2507, РУ-0,4 кВ, 1 С.Ш. 0,4 кВ, Ввод №1 0,4 кВ
ТТЭ-100
Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 67761-17
—
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
8
ТП 6 кВ №2507, РУ-0,4 кВ, 2 С.Ш. 0,4 кВ, Ввод №2 0,4 кВ
ТТЭ-100
Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 67761-17
—
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
9
ТП 6 кВ №2508, РУ-0,4 кВ, 1 С.Ш. 0,4 кВ, Ввод №1 0,4 кВ
ТТЭ-100
Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 67761-17
—
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
10
ТП 6 кВ №2508, РУ-0,4 кВ, 2 С.Ш. 0,4 кВ, Ввод №2 0,4 кВ
ТТЭ-100
Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 67761-17
—
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
11
ТП 6 кВ №3343, РУ-0,4 кВ, 1 С.Ш. 0,4 кВ, Ввод №1 0,4 кВ
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 36382-07
—
ПСЧ-4ТМ.05М.16
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,9
±6,8
12
ТП 6 кВ №3343, РУ-0,4 кВ, 2 С.Ш. 0,4 кВ, Ввод №2 0,4 кВ
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 36382-07
—
ПСЧ-4ТМ.05М.16
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,9
±6,8
1
2
3
4
5
6
7
8
9
13
ТП 6 кВ №2375, РУ-0,4 кВ, 1 С.Ш. 0,4 кВ, Ввод №1 0,4 кВ
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 52667-13
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
УСВ-3 Рег. № 64242-16
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,9
±6,8
14
ТП 6 кВ №2375, РУ-0,4 кВ, 2 С.Ш. 0,4 кВ, Ввод №2 0,4 кВ
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 52667-13
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,9
±6,8
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
±5
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана:
- для ИК №1-2 - для cos ф = 0,8инд, !=0,05-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 °C до +60 °C;
- для ИК №3-10 - для cos ф = 0,8инд, 1=0,05^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 °C до +55 °C;
- для ИК №11-14 - для cos ф = 0,8инд, !=0,02-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 °C до +60 °C.
4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5. Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденного типа.
7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество измерительных каналов
14
Нормальные условия:
- параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
99 до 101
- ток, % От Ihom
100 до 120
- частота, Гц
от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos ф
0,9
- температура окружающей среды, C
от +21 до +25
Условия эксплуатации:
- параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
- ток, % От Ihom
от 90 до 110
для ИК №1-10
от 5 до 120
для ИК №11-14
от 2 до 120
- коэффициент мощности
от 0,5 инд. до 0,8
- частота, Гц
емк.
от 49,5 до 50,5
- температура окружающей среды для ТТ, C
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков
от -45 до +40
электроэнергии, C:
- ПСЧ-4ТМ.05МК.04 (рег. № 50460-18, 64450-16), ПСЧ-4ТМ.05М.16 (рег. № 36355-07)
от -40 до +60
- Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN (рег. № 23345-07)
от -40 до +55
- температура окружающей среды в месте расположения УСВ, C
от -25 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, C
от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики электроэнергии:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04 (рег. № 50460-18, 64450-16)
165000
для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.16 (рег. № 36355-07)
140000
для счетчиков Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN (рег. № 23345-07)
150000
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ:
2
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер:
2
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Окончание таблицы 3
1
2
Глубина хранения информации
Счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее
для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04 (рег. № 50460-18, 64450-16), ПСЧ-4ТМ.05М.16 (рег. № 36355-07)
для счетчиков Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN (рег. № 23345-
113
07)
85
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств
10
измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени:
- счетчиков (функция автоматизирована);
- сервера БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформаторы тока
ТШП-0,66
6 шт.
Трансформаторы тока
Т-0,66 М У3
18 шт.
Трансформаторы тока
ТТЭ-100
12 шт.
Трансформаторы тока
Т-0,66 М У3
6 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
4 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05М.16
2 шт.
Счетчики электрической энергии трехфазные статические
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
8 шт.
Устройство синхронизации времени
УСВ-3
1 шт.
Программное обеспечение
«АльфаЦЕНТР»
1 шт.
Паспорт-формуляр
РЭСС.411711.АИИС.979 ПФ
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнерКом» первая очередь, аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
[category] =>
[brand] => АО "РЭС Групп", г.Владимир
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 979
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Приборы ультразвуковые
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84054-21
[name] => Приборы ультразвуковые
[model] => Pundit
[brand_full] => Компания "Proceq SA", Швейцария
[preview_text] => Приборы ультразвуковые Pundit (далее - приборы ультразвуковые) предназначены для измерений времени распространения ультразвуковых колебаний (УЗК) в строительных материалах, бетоне, горных породах, композитах, керамике и других материалах.
[page_header] => Приборы ультразвуковые Pundit
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84054-21-0002.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84054-21-0000.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84054-21-0003.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84054-21-0004.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84054-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84054-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84054-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84054-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Приборы ультразвуковые Pundit (далее - приборы ультразвуковые) предназначены для измерений времени распространения ультразвуковых колебаний (УЗК) в строительных материалах, бетоне, горных породах, композитах, керамике и других материалах.
Описание
Принцип действия приборов ультразвуковых основан на измерении временного интервала между моментом излучения и моментом приёма ультразвукового (УЗ) импульса, прошедшего через контролируемый объект или конструкцию при известной базе прозвучивания. Данные о времени или скорости распространения УЗ импульса используются для определения прочности бетона, кирпича и силикатных камней по экспериментально установленным в соответствии с методиками ГОСТ 17624-2012 и ГОСТ 24332-88 градуировочным зависимостям «время распространения УЗ импульса - прочность строительного материала».
Прибор ультразвуковой представляет собой электронный блок с подключаемыми к нему при помощи соединительных кабелей УЗ пьезоэлектрическими преобразователями (ПЭП) для сквозного или поверхностного прозвучивания.
УЗ ПЭП состоит из генераторного блока, предназначенного для формирования и излучения ультразвуковых импульсов в контролируемый объект, и приемного блока, предназначенного для приема и первичной обработки принятых УЗ импульсов, прошедших через контролируемый объект.
Приборы ультразвуковые Pundit используют с УЗ ПЭП с рабочими частотами 24, 54, 150, 250 и 500 кГц (продольная УЗ волна) и УЗ ПЭП с рабочей частотой 40 кГц с сухим контактом (поперечная УЗ волна).
Приборы ультразвуковые Pundit выпускаются в следующих модификациях: Pundit Lab+ и Pundit PL-200, которые отличаются друг от друга конструкцией и функциональными возможностями электронных блоков. Прибор Pundit Lab+ позволяет контролировать форму сигнала на вынесенном осциллографе, на встроенном экране электронного блока или с помощью программного обеспечения Pundit Link на вынесенном ПК. Обе модификации совместимы с УЗ ПЭП разного исполнения.
Электронный блок прибора Pundit Lab+ обеспечивает установку системных настроек, выбор измеряемых параметров, автоматическую настройку уровня излучаемого ультразвука и усиления УЗ импульсов, установку длительности импульса, хранение результатов измерений во встроенной памяти.
Электронный блок прибора Pundit PL-200 имеет все возможности Pundit Lab+ и обеспечивает ряд дополнительных возможностей:
- качественная визуализация информации о форме сигнала на графическом экране блока;
- доступ к настройкам параметров измерений через графический экран;
- ручная регулировка порога распознавания сигнала (с помощью активного курсора);
- функции масштабирования и прокрутки для анализа сигналов;
- встроенный усилитель сигнала для работы с кабелями до 30 м.
Ограничение доступа к метрологически значимым узлам обеспечивается специальной конструкцией корпуса и пломбированием одного или нескольких стягивающих винтов корпуса, залитых локтайтом.
Общий вид приборов ультразвуковых Pundit с указанием места нанесения пломбировки представлен на рисунке 1.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения, состоящего из арабских цифр и букв латинского алфавита, наносится печатным способом на корпус прибора ультразвукового в месте, указанном на рисунке 2.
Место нанесения пломбировки
Рисунок 1 - Общий вид приборов ультразвуковых Pundit (Pundit Lab+ - слева, Pundit PL-200 - справа)
Рисунок 2 - Обозначение места нанесения заводского номера (Pundit Lab+ - слева, Pundit PL-200 - справа)
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) выполняет функции управления приборов ультразвуковых и изменения его настроек, регистрации и визуализации измерений, а также обработки их результатов, сохранения файлов настроек и файлов с результатами контроля.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Модификация
Pundit Lab+
Pundit PL-200
Идентификационное наименование ПО
Pundit Lab+
Pundit PL-200
Номер версии (идентификационный номер) ПО
2.4.0 и выше
1.0.4 и выше
Цифровой идентификатор ПО
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений времени распространения УЗК, мкс - Pundit Lab+ - Pundit PL-200
от 1 до 9985 от 4 до 7925
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени распространения УЗК при нормальных условиях, мкс:
- для УЗ ПЭП с рабочими частотами 24, 54, 150, 250 и 500 кГц (продольная УЗ волна)
- для УЗ ПЭП 40 кГц с сухим контактом (поперечная УЗ волна)
±(0,10 + 0,01-t*) ±2
*где t - измеренное время распространения УЗК в мкс.
** При использовании УЗ ПЭП 40 кГц с сухим контактом (поперечная УЗ волна).
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Уровни усиления сигнала
1x, 2x, 5x, 10x, 20x, 50x, 100x, 200x, 500x, 1000x, AUTO
Рабочие частоты УЗ ПЭП, кГц
24, 40, 54, 150, 250, 500
Пределы допускаемого отклонения частот УЗ ПЭП, %
±10
Диапазон показаний времени распространения УЗК, мкс - Pundit Lab+ - Pundit PL-200
от 0,1 до 9999 от 0,1 до 7930
Пределы допускаемой абсолютной погрешности показаний времени распространения УЗК, вызванной изменением температуры
окружающего воздуха в диапазоне рабочих температур, мкс
±(0,050 + 0,005-t*)
Электропитание, Pundit Lab+, напряжение, В
- 4 аккумулятора типа AA
- через зарядное устройство USB <500 мА
- непосредственно через кабель USB ПК
Время работы при полностью заряженных аккумуляторах, ч, не менее
4,8±0,4 5,00±0,25 5,00±0,25 20
Электропитание, Pundit PL-200, напряжение, В
- литий полимерный аккумулятор, 14 Ач
- сетевая розетка 2,0 А
Время работы при полностью заряженном аккумуляторе, ч, не менее
3,6±0,3 от 9 до 12
8
Нормальные условия:
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность воздуха при 25 °C, %, не более
от +15 до +35 95
Рабочие условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °C
- Pundit Lab+
- Pundit PL-200
- относительная влажность воздуха при 25 °C, %, не более
от -10 до +60 от -10 до +50 95
Габаритные размеры электронных блоков (длинахвысотахширина), мм, не более
- Pundit Lab+
- Pundit PL-200
172х55х220
250x62x162
Длина кабеля BNC, мм, не менее
1450
Масса электронного блока, кг, не более - Pundit Lab+
- Pundit PL-200
1,300
1,525
*где t - измеренное время распространения УЗК в мкс
Знак утверждения типа
Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность приборов ультразвуковых
Наименование
Обозначение
Количество
Электронный блок прибора ультразвукового1)
Pundit Lab+ или Pundit PL-200
1 шт.
УЗ ПЭП2) 54 кГц
-
2 шт.
Кабель BNC длиной 1,5 м
-
2 шт.
Калибровочный образец
-
1 шт.
Контактная жидкость (гель)
-
1 шт.
Переходник с кабелем USB (Pundit Lab+)
-
1 шт.
Зарядное устройство (Pundit PL-200)
-
1 шт.
Программное обеспечение
-
1 диск
Футляр
-
1 шт.
Переносной ремень (Pundit PL-200)
-
1 шт.
Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
1) Модификация по требованию заказчика
2) По заказу поставляются УЗ ПЭП: продольной УЗ волны 24, 150, 250 и/или 500 кГц; поперечной УЗ волны 40 и/или 250 кГц.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 руководства по эксплуатации «Приборы ультразвуковые Pundit Lab+» и в разделе 3 руководства по эксплуатации «Приборы ультразвуковые Pundit PL-200».
Нормативные документы
Техническая документация компании «Proceq SA», Швейцария.
[category] =>
[brand] => Фирма "PROCEQ SA", Швейцария
[country] => ШВЕЙЦАРИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Комплексы аппаратно-программные носимые с цифровой записью одно-, двух-, трехсуточного мониторирования ЭКГ и АД (по Холтеру)
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84053-21
[name] => Комплексы аппаратно-программные носимые с цифровой записью одно-, двух-, трехсуточного мониторирования ЭКГ и АД (по Холтеру)
[model] => "Декорда"
[brand_full] => Непубличное акционерное общество "Институт Кардиологической Техники" (ИНКАРТ) (НАО "ИНКАРТ"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Комплексы аппаратно-программные носимые с цифровой записью одно-, двух-, трехсуточного мониторирования ЭКГ и АД (по Холтеру) «Декорда» (далее - комплексы) предназначены для измерений временных и амплитудных параметров элементов электрокардиографических сигналов (ЭКГ), непрерывного измерения и регистрации электрических потенциалов сердечной деятельности пациента, импеданса при реографических исследованиях, периодического измерения и записи неинвазивного артериального давления (АД), и непрерывной регистрации насыщения (сатурации) кислородом гемоглобина артериальной крови (SpO2).
[page_header] => Комплексы аппаратно-программные носимые с цифровой записью одно-, двух-, трехсуточного мониторирования ЭКГ и АД (по Холтеру) "Декорда"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84053-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84053-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84053-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84053-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/84053-21-0004.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/84053-21-0006.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84053-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84053-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84053-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84053-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Комплексы аппаратно-программные носимые с цифровой записью одно-, двух-, трехсуточного мониторирования ЭКГ и АД (по Холтеру) «Декорда» (далее - комплексы) предназначены для измерений временных и амплитудных параметров элементов электрокардиографических сигналов (ЭКГ), непрерывного измерения и регистрации электрических потенциалов сердечной деятельности пациента, импеданса при реографических исследованиях, периодического измерения и записи неинвазивного артериального давления (АД), и непрерывной регистрации насыщения (сатурации) кислородом гемоглобина артериальной крови (SpO2).
Описание
Функционально комплексы состоят из независимых измерительных каналов.
Комплексы состоят из носимого регистратора (одного или нескольких), адаптера связи, персонального компьютера (ПК), комплекта расходных материалов и принадлежностей и компьютерных программ, обеспечивающих управление Комплексом и обработку данных.
Принцип работы канала ЭКГ (канал ЭКГ) основан на прямом измерении электрического потенциала сердца с помощью электродов, закрепленных на теле пациента. В режиме записи ЭКГ сигнал с электродов усиливается, фильтруется, преобразуется в цифровой вид и записывается в память носимого регистратора.
Принцип работы канала неинвазивного артериального давления (канал АД) основан на определении систолического и диастолического артериального давления косвенным, осциллометрическим или акустическим (по тонам Короткова), методом. Возможно одновременное измерение АД двумя методами. Регистраторы АД соединены гибкой воздушной трубкой с манжетой. Работой всех узлов канала АД управляет микропроцессор, по сигналу которого встроенный компрессор начинает накачивать манжету. Давление в манжете постоянно измеряется датчиком, расположенным внутри регистратора АД.
Принцип работы реопневмографического канала основан на измерении постоянной и переменной составляющей импеданса между двумя электродами.
Принцип работы пульсоксиметрического канала основан на различном спектральном поглощении оксигемоглобина и восстановленного гемоглобина крови на двух различных длинах волн.
По истечении времени наблюдения записанные сигналы через адаптер связи поступает в компьютер для измерений, анализа и просмотра на экране монитора.
Комплексы конструктивно состоят из персонального компьютера и набора регистраторов, подключаемых по USB-интерфейсу связи. Регистраторы включают входные преобразователи измеряемых параметров функционального состояния пациента и память для хранения первичных данных. Информация от регистраторов передается по USB-интерфейсу на персональный компьютер для последующего анализа и обработки программным обеспечением
В зависимости от типа регистраторов комплексы выпускаются следующих модификаций:
«Декорда-2» - 3 отведения ЭКГ, 1 канал РПГ;
«Декорда-3» - 12 отведений ЭКГ, 1 канал РПГ;
«Декорда-ЗР» - 12 отведений ЭКГ, 1 канал РПГ, 1 пульсоксиметрический канал;
«Декорда-3Р»(М) - 12 отведений ЭКГ, 1 канал РПГ, 1 пульсоксиметрический канал;
«Декорда-3Р»(О) - 1 отведение ЭКГ, 1 канал РПГ, 1 пульсоксиметрический канал;
«Декорда-8» - 12 отведений ЭКГ, 1 канал РПГ;
«Декорда-8»(М) - 12 отведений ЭКГ, 1 канал РПГ;
«Декорда-АД-1» - 1 отведение ЭКГ, 1 канал АД, 1 канал РПГ;
«Декорда-АД-3» - 12 отведений ЭКГ, 1 канал АД, 1 канал РПГ;
«Декорда-АД-3»(М) - 12 отведений ЭКГ, 1 канал АД, 1 канал РПГ;
«Декорда-АД-12Р» - 12 отведений ЭКГ, 1 канал АД, 2 канала РПГ,
пульсоксиметрический канал;
Регистраторы могут иметь специальные режимы регистрации меньшего числа каналов/отведений ЭКГ, АД, РПГ и пульсоксиметрии.
Регистраторы «Декорда-3Р», «Декорда-3Р»(М), «Декорда-3Р»(О), «Декорда-АД-3»(М) - обладают индикативными каналами храпа/дыхания.
Общий вид комплексов аппаратно-программных носимых с цифровой записью одно, двух-, трехсуточного мониторирования ЭКГ и АД (по Холтеру) «Декорда» представлен на рисунке 1.
Схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки, представлены на рисунке 2.
Заводской номер имеет цифровой формат и нанесен на заднюю часть регистратора, обеспечивающим его прочтение и сохранность в процессе эксплуатации.
Рисунок 1 - Общий вид комплексов аппаратно-программных носимых с цифровой записью одно-, двух-, трехсуточного мониторирования ЭКГ и АД (по Холтеру) «Декорда»
а) «Декорда-2», «Декорда-3», «Декорда-8»
б) «Декорда-3Р», «Декорда-3Р»(О),
«Декорда-АД-12Р»
в) «Декорда-3Р»(М), «Декорда-АД-3»(М)
г) «Декорда-8»(М)
д) «Декорда-АД-1», «Декорда-АД-3»
Рисунок 2 - Схема нанесения заводского номера и знака утверждения типа, обозначение места пломбировки
Программное обеспечение
Комплексы аппаратно-программные носимые с цифровой записью одно-, двух-, трехсуточного мониторирования ЭКГ и АД (по Холтеру) «Декорда» имеют автономное программное обеспечение (далее - ПО СИ). Автономное программное обеспечение используется для контроля процесса работы комплексов, сбора, обработки, хранения и передачи данных.
Программное обеспечение идентифицируется после включения управляющего ПК в разделе главного меню.
Защита ПО от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014
При нормировании метрологических характеристик учтено влияние программного обеспечения. Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
KTRegistrator
Номер версии (идентификационный номер) не ниже
3.247. 27674
Цифровой идентификатор ПО*
2b355bf319cb8e459e04976d2ab65858
Алгоритм вычисления контрольной суммы
MD5
* Контрольная сумма указана для приведенной версии ПО в ОС Windows
Технические характеристики
Таблица 2 — Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Электрокардиографический канал
Диапазон измерений входных напряжений, мВ
от 0,03 до 10,0
Пределы допускаемой погрешности измерений входных напряжений, в обеих полярностях:
- абсолютной, в поддиапазоне от 0,03 до 0,1 мВ включ., мкВ
- относительной, в поддиапазоне от 0,1 до 0,5 мВ включ., %
- относительной, в поддиапазоне св. 0,5 до 10 мВ, %
±20 ±15 ±7
Диапазон измерений интервалов времени, c
от 0,1 до 2,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений интервалов времени в ручном режиме, %
±7
Диапазон измерений частоты сердечных сокращений (ЧСС), мин-1
от 20 до 240
Диапазон измерений интервалов R-R, мс
от 250 до3000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений интервалов R-R и ЧСС в автоматическом режиме, %
±5
Диапазон измерений напряжения смещения ST-сегмента, мВ
±1,0
Пределы относительной погрешности измерений напряжения смещения ST-сегмента в обеих полярностях в автоматическом режиме:
- в поддиапазоне от 0,1 до 0,5 мВ включ., %
- в поддиапазоне св. 0,5 до 1,0 мВ, %
±15
±10
Коэффициент ослабления синфазной помехи, дБ, не менее
100
Уровень внутренних шумов, приведенных к входу, мкВ, не более
20
Канал неинвазивного артериального давления
Диапазон показаний давления, мм рт. ст.
от 0 до 300
Диапазон измерений давления, мм рт. ст. - для «взрослого» режима - для «детского» режима
от 20 до 280
от 20 до 200
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений давления, мм рт. ст.
±1
Скорость спада давления в манжете, мм рт. ст./с
от 2 до 5
Канал реопневмограммы
Диапазон измерений сопротивлений:
- постоянной составляющей импеданса, кОм
- переменной составляющей импеданса, Ом
от 0,02 до 2,0 от 0,2 до 3,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений сопротивлений, %
±15
Уровень внутренних шумов, Ом, не более
0,1
Канал пульсоксиметрии
Диапазон измерений сатурации SpO2, %
от 70 до 100
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сатурации SpO2, %
±2
Таблица 3 — Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры регистратора (длинахширинахвысота), мм, не более
140x80x41
Масса, кг, не более
0,35
Потребляемая мощность, В^А, не более
500
Напряжение питания:
- постоянного тока, В
Для регистраторов:
- «Декорда-2», «Декорда-3», «Декорда-3Р»(О), «Декорда-8», «Декорда-8»(М), «Декорда-АД-1», «Декорда-АД-3», «Декорда-
АД-12Р»
- «Декорда-3Р»(М), «Декорда-АД-3 »(М)
- переменного тока, В
от 3,5 до 5,0 от 4 до 6,4 220±22
Частота сети питания переменного тока, Гц
50±1
Время непрерывной работы регистраторов в режиме суточной записи от внутренних элементов питания (аккумуляторов), ч, не менее
24, 48, 72
Время передачи в ПК накопленной за 24 ч информации, мин, не более
2, 10
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
2000
Условия эксплуатации регистраторов:
- температура окружающего воздуха, °С
от +10 до +45
- относительная влажность, %
не более 95% без конденсации
- атмосферное давление, кПа
от 84 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Руководства по эксплуатации и Формуляра типографским способом и на заднюю поверхность корпуса или в аккумуляторный отсек регистратора носимого методом наклейки или гравировки.
Комплектность
Таблица 4 — Комплектность систем
Наименование
Обозначение
Количество, шт
Регистратор носимый «Декорда»
«Декорда-2»;
«Декорда-3»;
«Декорда-ЗР»;
«Декорда-3Р»(М);
«Декорда-3Р»(О);
«Декорда-8»;
«Декорда-8»(М);
«Декорда-АД-1»;
«Декорда-АД-3»;
«Декорда-АД-3 »(М); «Декорда-АД- 12Р»;
от 0 до 100 шт.* каждой модификации*
Носитель с программным обеспечением
-
от 0 до 100 шт.*
Адаптеры связи USB -совместимые
от 0 до 100 шт.*
Персональный компьютер
от 0 до 100 шт.*. **
Продолжение таблицы 4
Наименование
Обозначение
Количество, шт
Печатающее устройство (принтер)
от 0 до 100 шт.*. **
Монитор
от 0 до 100 шт.*. **
Комплект расходных материалов и принадлежностей: кабели соединительные для подключения ЭКГ электродов, электроды, манжеты, датчики, элементы питания, зарядные устройства, чехлы и ремни для крепления регистраторов, салфетки, диктофоны, носители информации
от 0 до 100 комплектов***
Руководство по эксплуатации
КЕАГ.942111.001РЭ
1
Формуляр регистратора
Регистратор носимый «Декорда-2»
Регистратор носимый «Декорда-3»
Регистратор носимый «Декорда-3Р»
Регистратор носимый «Декорда-8»
Регистратор носимый «Декорда-АД-1»
Регистратор носимый «Декорда-АД-3»
Регистратор носимый «Декорда-8» (М)
Регистратор носимый «Декорда-АД-3» (М)
Регистратор носимый «Декорда-3Р» (М)
Регистратор носимый «Декорда-3Р» (О) Регистратор носимый «Декорда-АД-12Р»
КЕАГ.942111.006 ФО
КЕАГ.942111.007 ФО
КЕАГ.942111.008 ФО
КЕАГ.942111.009 ФО
КЕАГ.942111.010 ФО
КЕАГ.942111.011 ФО
КЕАГ.942111.013 ФО
КЕАГ.942111.014 ФО
КЕАГ.942111.015 ФО
КЕАГ.942111.016 ФО
КЕАГ.942111.017 ФО
по 1 шт. на каждый регистратор
1. *Поставка комплекса по согласованию с заказчиком может осуществляться в любом сочетании регистраторов, программного обеспечения, адаптеров, ПК, печатающих устройств (принтеров), сетевых фильтров, комплектов расходных материалов.
2. **Поставка ПК, печатающих устройств (принтеров), сетевых фильтров
осуществляется по требованию и спецификации заказчика.
3. *** Поставка расходных материалов (состав каждого комплекта для конкретного регистратора) может осуществляться в любом сочетании, исходя из потребности заказчика.
Сведения о методах измерений
Комплексы аппаратно-программные носимые с цифровой записью одно-, двух-, трехсуточного мониторирования ЭКГ и АД (по Холтеру) «Декорда». Руководство по эксплуатации. п. 3 Порядок работы
Нормативные документы
ГОСТ Р 50444-2020 «Приборы, аппараты и оборудование медицинские. Общие технические условия».
ГОСТ 30324.0-95 «Изделия медицинские электрические. Часть 1. Общие требования безопасности».
ГОСТ 30324.2.47-2012 «Изделия медицинские электрические. Часть 2-47. Частные требования безопасности с учетом основных функциональных характеристик к амбулаторным электрокардиографическим системам».
ГОСТ 30324.30-2002 «Изделия медицинские электрические. Часть 2. Частные требования безопасности к приборам для автоматического контроля давления крови косвенным методом».
ГОСТ 31515.1-2012 Сфигмоманометры (измерители артериального давления) неинвазивные. Часть 1. Общие требования
ГОСТ 31515.3-2012 «Сфигмоманометры (измерители артериального давления) неинвазивные. Часть 3. Дополнительные требования к электромеханическим системам измерения давления крови».
ГОСТ Р МЭК 60601-1-2-2014 Изделия медицинские электрические. Часть 1-2. Общие требования безопасности с учетом основных функциональных характеристик. Параллельный стандарт. Электромагнитная совместимость. Требования и испытания
ТУ 9441-003-35487493-2004 «Комплекс аппаратно-программный носимый с цифровой записью одно-, двух-, трехсуточного мониторирования ЭКГ и АД (по Холтеру) «Декорда». Технические условия».
Постановление Правительства №1847 от 16 ноября 2020 г. «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
Государственная поверочная схема для электродиагностических средств измерений медицинского назначения, утвержденная приказом Росстандарта №3464 от 30.12.2019
Государственная поверочная схема для средств измерений избыточного давления до 4000 МПа, утвержденная приказом Росстандарта №1339от 29.06.2018
[category] =>
[brand] => ЗАО "ИНКАРТ", г.С.-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 679
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 17
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 679
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 03.04.2024
)
)
)
Тестеры сети
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84052-21
[name] => Тестеры сети
[model] => Ethernet Deviser ТС
[brand_full] => Компания TIANJIN DEVISER ELECTRONICS INSTRUMENT CO., LTD, Китай
[preview_text] => Тестеры сети Ethernet Deviser ТС (далее по тексту - тестеры) предназначены для измерений параметров цифрового оборудования в системах передачи информации в соответствии с международными и отечественным и рекомендациями.
[page_header] => Тестеры сети Ethernet Deviser ТС
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84052-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84052-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84052-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84052-21-0003.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84052-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84052-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84052-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84052-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Тестеры сети Ethernet Deviser ТС (далее по тексту - тестеры) предназначены для измерений параметров цифрового оборудования в системах передачи информации в соответствии с международными и отечественным и рекомендациями.
Описание
Принцип действия основан на формировании и анализе тестовых сигналов с заданными параметрами, имеющих определенный объем информациии, передаваемых и принимаемых по цифровым электрическим и оптическим интерфейсам всех видов сетей связи.
Конструктивно тестеры выполнены в виде переносных портативных моноблоков. На передних панелях тестеров расположен сенсорный дисплей, который отображает информацию и обеспечивает управление. Соединители, используемые при тестировании, расположены на верхней панели моноблока. Для работы тестеров с электрическими сигналами использованы разъёмы типа micro BNC, RJ-45, SMA и SMB. Для работы тестеров с оптическими сигналами на верхней панели имеются гнёзда, в которые могут устанавливаться оптические трансиверы, (приемопередатчики) соответствующие международным стандартам: SFP, SFP+.
Тестеры выпускаются в нескольких модификациях, отличающихся расположением органов управления и индикации, размерами сенсорного дисплея и корпуса, тестовыми сигналами оптических интерфейсов. Для идентификации модификаций применяются следующие условные обозначения:
- начальные три цифры в маркировке модификации указывают на размер дисплея, от которого зависит его расположение в корпусе тестера и размер самого корпуса, а также на уровни тестевыми сигналами оптических интерфейсов;
- совокупность дополнительных букв или знаков в конце маркировки указывает на расположение органов управления.
Применяются следующие виды модификаций тестеров: TC601+, TC602, TC602RE, TC722.
Внешний вид тестера модификации TC722 и место нанесения знака утверждения типа представлены на рисунке 1. Внешний вид тестеров модификации TC601+, TC602, TC602RE и место нанесения знака утверждения типа представлены на рисунке 2. Пломбирование производится несъёмными заклейками на крышках с нижних сторон тестеров. Заводские номера средств измерений наносятся на заднюю панель тестера в виде информационной таблички, содержащей заводской номер в цифровом формате (10 цифр) методом наклеивания.
Место нанесения знака утверждения типа и знака поверки
Место нанесения заводского номера (задняя панель)
Рисунок 1 - Внешний вид тестера модификации ТС722
Место нанесения знака утверждения типа
Место нанесения
и знака
wimiiiiiiiu
Рисунок 2 - Внешний вид тестеров модификации TC602RE, TC601+, TC602
Программное обеспечение
В тестерах устанавливается специальное программное обеспечение (ПО), идентификационные данные которого приведены в таблице 1. Конструкция тестеров исключает возможность несанкционированного влияния на ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» согласно Р 50.2.077-2014.
Таблица 1- Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Deviser ТС
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.1.16
Цифровой идентификатор ПО
-
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характе
ристики
Наименование характеристики
Значение
Модификации тестеров
TC601+, TC602
TC602RE
TC722
Пределы допускаемой относительной погрешности частоты внутреннего задающего генератора
-
±4,6-10-6
Тестовые сигналы:
- электрические
- оптические
Ethernet - 10M, 100M, 1000M 1G
Е1, Ethernet - 10M, 100M, 1000M 1G
Е1, Ethernet -10M, 100M, 1000M 1G, 10G
Диапазон измерений количества информации (К) (объёма данных), байт
от 10 до 1010
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений количества информации (объёма данных) в диапазоне, байт:
- от 10 до 105 включ.
- св. 105 до 1010
±10 ±К40-4
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Модификации тестеров
TC601+, TC602, TC602RE
TC722
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более
145 х 56 х
179
171 х 75 х 206
Масса тестеров, кг, не более
0,8
1,5
Параметры электрического питания:
от внутренней батареи
- напряжение постоянного тока, В
от внешней сети переменного тока посредством сетевого блока питания
- напряжение переменного тока (50±5 Гц), В
12±1
220±22
Потребляемая мощность, В^А, не более
60
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °C
- относительная влажность воздуха при температуре +25 °C, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от -10 до +50
90 от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на лицевую панель тестера в виде наклейки и на титульный лист руководства по эксплуатации методом компьютерной графики.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Тестеры сети Ethernet
Deviser ТС
1
Комплект принадлежностей
-
1
Трансиверы оптические
-
по согласованию с Заказчиком
Руководство по эксплуатации
Deviser.TC.2021 РЭ
1
Паспорт
Deviser.TC.2021 ПС
1
Сведения о методах измерений
изложены в разделе 4 руководства по эксплуатации Deviser.TC.2021 РЭ.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.873-2014 «ГСИ. Государственная поверочная схема для технических систем и устройств с измерительными функциями, осуществляющих измерения количества цифровой информации (данных), передаваемых по каналам интернет и телефонии»;
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2360 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».
[category] =>
[brand] => Компания "Tianjin Deviser Electronics Instrument Co., Ltd.", Китай
[country] => КИТАЙ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 23
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 3
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 23
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Газоанализатор
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84051-21
[name] => Газоанализатор
[model] => SERVOPRO PLASMA
[brand_full] => "Servomex Group Limited", Великобритания
[preview_text] => Газоанализатор SERVOPRO PLASMA (далее - газоанализатор) предназначен для определения объёмной доли азота в гелии.
[page_header] => Газоанализатор SERVOPRO PLASMA
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84051-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84051-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84051-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84051-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84051-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84051-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Газоанализатор SERVOPRO PLASMA (далее - газоанализатор) предназначен для определения объёмной доли азота в гелии.
Описание
Принцип действия газоанализатора основан на непрерывном измерении интенсивности излучения молекулярной полосы азота методом эмиссионной спектроскопии.
Конструктивно газоанализатор представляет собой металлический корпус, в котором размещены измерительная ячейка, микропроцессор и коммуникации. На передней панели прибора расположен дисплей и клавиатура.
Работой измерительной ячейки управляет микропроцессор. Измерительная ячейка устанавливается и пломбируется на фирме-изготовителе и вскрытию не подлежит.
Конструктивные особенности измерительной ячейки позволяют проводить измерения в автоматическом режиме, не требуя постоянного присутствия оператора. Работой газоанализатора можно управлять при помощи подключенного к интернету (или локальной сети) компьютера (при наличии соответствующего порта в конкретном приборе).
Для выделения спектральной линии используется специальный фильтр, разработанный исключительно для этого применения. Изменения температуры и влажности фильтра, а также его старение не оказывают воздействия на его рабочие характеристики.
Настроечные параметры и результаты измерений отображаются на дисплее.
Для интеграции с системами управления предусмотрены аналоговые, цифровые и релейные выходы.
Газоанализатор предназначен для монтажа в стандартную 19" стойку.
Общий вид газоанализатора и место пломбирования аналитической ячейки представлены на рисунках 1 и 2.
Маркировка газоанализатора, в том числе нанесение серийного номера, производится путём наклеивания маркировочной таблички на заднюю панель газоанализатора.
Нанесения знака поверки на газоанализатор не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в соответствии с действующим законодательством.
Рисунок 1 - Общий вид газоанализатора SERVOPRO PLASMA
Измерительная ячейка
Пломба
Рисунок 2 - Место пломбирования измерительной ячейки
Программное обеспечение
Газоанализатор имеет метрологически значимое встроенное программное обеспечение (далее - ПО), разработанное изготовителем специально для решения задач измерения содержания определяемых компонентов.
Уровень защиты ПО - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице - 1
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Наименования программного обеспечения
02001-cu0-0
Идентификационное наименование ПО
02001-cu0-0.hex
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже
3.85
Цифровой идентификатор ПО
5A6DF294CFC22B54EF7664 447CA425FB
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Определяемый компонент
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента
Пределы допускаемой погрешности, %
приведённая1)
относи
тельная
N2 в He
от 0 до 100 млн 1
от 0 до 10 млн-1 включ.
±15
-
св. 10 до 100 млн-1
-
±15
1) - приведенная погрешность нормирована к верхнему значению диапазона измерений.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
220+33 50/60
Потребляемая мощность, В-А, не более
100
Габаритные размеры (Высота х Ширина х Глубина), мм, не более
133 х 482 х 457
Масса, кг, не более
15
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность, %
- атмосферное давление, кПа
от +5 до +40 от 0 до 95 (без конденсации) от 80 до 104
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Газоанализатор SERVOPRO PLASMA, сер. № 4096219
-
1 шт.
Программное обеспечение
-
1 шт.
Кабель питания
-
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 1 документа «Газоанализатор SERVOPRO PLASMA. Паспорт»
Нормативные документы
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»
Техническая документация фирмы-изготовителя «Servomex Group Limited», Великобритания
[category] => Газоанализаторы
[brand] => Фирма "Servomex Group Ltd.", Великобритания
[country] => СОЕДИНЕННОЕ КОРОЛЕВСТВО
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 4096219
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Газоанализатор
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84050-21
[name] => Газоанализатор
[model] => SERVOPRO FID
[brand_full] => "Servomex Group Limited", Великобритания
[preview_text] => Газоанализатор SERVOPRO FID (далее - газоанализатор) предназначен для определения объемной доли суммы углеводородов в аргоне, гелий, кислороде, азоте и воздухе в пересчете на метан.
[page_header] => Газоанализатор SERVOPRO FID
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84050-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84050-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84050-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84050-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84050-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Газоанализатор SERVOPRO FID (далее - газоанализатор) предназначен для определения объемной доли суммы углеводородов в аргоне, гелий, кислороде, азоте и воздухе в пересчете на метан.
Описание
Принцип действия основан на применении детектора ионизации в пламени.
Конструктивно газоанализатор выполнен в виде единого блока с дисплеем и клавиатурой.
Газоанализатор позволяет установить два порога срабатывания встроенной сигнализации при контроле текущего значения содержания суммы углеводородов. Для интеграции с системами управления предусмотрены аналоговые, цифровые и релейные выходы.
Газоанализатор предназначен для монтажа в стандартную 19" стойку или в шкаф в некатегорийном помещении.
К данному типу относятся газоанализатор с серийным номером 01000A1/19017.
Общий вид газоанализатора представлен на рисунке 1.
Маркировка газоанализатора, в том числе нанесение серийного номера, производится путём наклеивания маркировочной таблички на заднюю панель газоанализатора.
Пломбирование газоанализатора не предусмотрено.
Нанесения знака поверки на газоанализатор не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в соответствии с действующим законодательством.
Рисунок 1 - Общий вид газоанализатора SERVOPRO FID
Программное обеспечение
Уровень защиты ПО - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице - 1
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Наименование
ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма метрологически значимой части ПО)
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
PIC Board Software
01000-cu0 0.hex
1
978e2a41df33c5f0
79ba3febcf09e868
MD5
IO Board Software
01000-FI0_1.hex
1
3ed87e72c6f8a98d
8702dd92aa24d7aa
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазоны измерений суммы углеводородов, млн-1 (в пересчете на метан)
от 0 до 10 включ. св. 0 до 100
Пределы допускаемой приведенной1) погрешности на участке диапазона измерений от 0 до 10 млн-1, %
Пределы допускаемой относительной погрешности на участке диапазона измерений св. 10 до 100 млн-1, %
±15
±15
1) - приведенная погрешность нормирована к верхнему значению диапазона измерений.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
220+33 50/60
Потребляемая мощность, В-А, не более
150
Габаритные размеры (Высота х Ширина х Глубина), мм, не более
133 х 483 х 457
Масса, кг, не более
12
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность, %
- атмосферное давление, кПа
от +5 до +40 от 0 до 95 (без конденсации) от 80 до 104
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист паспорта.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Газоанализатор SERVOPRO FID сер. № 01000A1/19017
-
1 шт.
Кабель питания
-
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 1 документа «Газоанализатор SERVOPRO FID. Паспорт»
Нормативные документы
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»
Техническая документация фирмы-изготовителя «Servomex Group Limited», Великобритания
[category] => Газоанализаторы
[brand] => Фирма "Servomex Group Ltd.", Великобритания
[country] => СОЕДИНЕННОЕ КОРОЛЕВСТВО
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 01000A1/19017
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84097-21
[name] => Вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные
[model] =>
[brand_full] => Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева" (ФГУП "ВНИИМ им. Д.И. Менделеева"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные (далее - вискозиметры) предназначены для измерений кинематической вязкости исследуемых жидкостей в лабораторных условиях.
[page_header] => Вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84097-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84097-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84097-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84097-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84097-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные (далее - вискозиметры) предназначены для измерений кинематической вязкости исследуемых жидкостей в лабораторных условиях.
Описание
Принцип действия основан на измерении времени истечения определенного объема исследуемой жидкости через капилляр вискозиметра под действием собственного веса и при постоянном контроле температуры.
Вискозиметры состоят из трех соединенных между собой стеклянных трубок, в одной из которых расположен капилляр и измерительный резервуар, ограниченный двумя кольцевыми рисками.
Вискозиметры представляют собой U-образную стеклянную трубку.
Вискозиметры изготавливают из химически стойкого лабораторного стекла. На широкой трубке каждого вискозиметра указывают заводской номер и год выпуска. Вискозиметры маркируют путем нанесения на сферической поверхности измерительного резервуара его номинального значения объема, а также меток, определяющих измерительный резервуар вискозиметра.
К вискозиметрам данного типа относятся вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные с заводскими номерами 160893, 030214, 010491, 760208, 540272, 780411, 740323, 050272, 170.
Общий вид вискозиметров представлен на рисунке 1. Пломбирование вискозиметра не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид вискозиметра
Программное обеспечение отсутствует
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики вискозиметров представлены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1 - Метрологические характеристики вискозиметров
Заводской номер вискозиметра
Номинальное значение постоянной С, мм2/с2
Диапазон измерений вязкости, мм2/с
Пределы допускаемой относительной погрешности определения постоянных вискозиметров, %
Отклонение постоянной вискозиметра от номинального значения, %, не более
540272
0,0017
0,4 - 3,4
± (0,0109-ln(C) + 0,1214)*, где С - номинальное значение постоянной вискозиметра, мм2/с2
30
780411
0,005
1 - 10
740323
0,017
3,4 - 34,0
050272, 170
0,05
10 - 100
160893
0,17
34 - 340
030214
0,5
100 - 1000
010491
1,7
340 - 3400
760208
5,0
1000 - 10000
* не более 0,2 %
Таблица 2 - Основные технические характеристики вискозиметров
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации вискозиметров:
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность воздуха, %
- атмосферное давление, кПа
20 ± 2
от 30 до 80 от 84,0 до 106,7
Габаритные размеры (Ш*В), мм, не более
55 х 610
Масса, кг, не более
0,2
Средний срок службы, лет Наработка на отказ, ч
25 48000
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации Хд 2.842.001 РЭ типографическим способом.
Комплектность
В таблице 3 представлена комплектность средства измерений.
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Вискозиметр стеклянный капиллярный эталонный
заводские номера 160893, 030214, 010491, 760208, 540272, 780411, 740323, 050272, 170
9 шт.
Футляр для вискозиметров
-
1 шт.
Руководство по эксплуатации
Хд 2.842.001 РЭ
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в п. 11 руководства по эксплуатации Хд 2.842.001 РЭ «Вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные. Руководство по эксплуатации»
Нормативные документы
Техническая документация ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»
[category] => Вискозиметры
[brand] => ФГУП "ВНИИМ им.Д.И.Менделеева", г.С.-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 160893, 030214, 010491, 760208, 540272, 780411, 740323, 050272, 170
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 9
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 9
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84096-21
[name] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
[model] => РГС-12
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "ГРОМ" (ООО НПП "ГРОМ"), г. Тюмень
[preview_text] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 предназначен для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84096-21-0001.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84096-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84096-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84096-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84096-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84096-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 предназначен для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Принцип действия резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 основан на заполнении его нефтепродуктами до определенного уровня, соответствующего объему нефтепродукта согласно градуировочной таблице резервуара.
Тип резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 - подземный.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 представляет собой сварной металлический сосуд в форме горизонтального цилиндра, оборудованный приемораздаточными устройствами и люками.
Заполнение и выдача нефтепродуктов осуществляется через приемно-раздаточные устройства.
Заводской номер резервуара нанесен типографским способом на паспорт.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 расположен на территории ТСБ-1 АО «Газпромнефть-ОНПЗ».
Эскиз резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Эскиз резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5
Горловины и замерные люки резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 представлены на рисунке 2.
Рисунок 2 - Горловины и замерные люки резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5
Пломбирование резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке резервуара и в градуировочной таблице на листах в местах подписи поверителя.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
12,5
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %
±0,20
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
нефтепродукты
Габаритные размеры, мм, не более - высота - диаметр
3316
2000
Диапазон температуры окружающего воздуха, °С
от - 50 до + 50
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование и условные обозначения
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5, зав. № 13
-
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 «Методика измерений» паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ООО НПП "ГРОМ", г. Тюмень
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 13
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84095-21
[name] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
[model] => РВС-3000
[brand_full] => Саратовский завод металлоконструкций, г. Саратов
[preview_text] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-3000 предназначены для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-3000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84095-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84095-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84095-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84095-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84095-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-3000 предназначены для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Принцип действия резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-3000 основан на заполнении их нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего объему продукта согласно градуировочной таблице резервуара.
Тип резервуаров - стальные вертикальные цилиндрические, с номинальной вместимостью 3000 м3.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-3000 представляют собой металлический сосуд в форме вертикального цилиндра с плоским днищем и стационарной кровлей, оборудованный приемо-раздаточными устройствами и люками.
Заводские номера резервуаров наносятся аэрографическим способом на стенку резервуаров и типографским способом в паспорта.
Заполнение и выдача нефтепродуктов осуществляется через приемно-раздаточные устройства, расположенные в нижней части резервуара.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-3000 расположены на территории ТСБ-1 АО «Газпромнефть-ОНПЗ».
Общий вид резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-3000
представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-3000
Пломбирование резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-3000 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке резервуаров и в градуировочной таблице на листах в местах подписи поверителя.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
3000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %
±0,20
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры, мм, не более - высота - диаметр
12250
18980
Рабочая среда
нефтепродукты
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -50 до +50
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование и условные обозначения
Обозначение
Количество
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-3000, зав. №№ 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8
-
8 шт.
Паспорт
-
8 экз.
Градуировочная таблица
-
8 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 «Методика измерений» паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ЗАО "Саратовский завод резервуарных металлоконструкций", г.Саратов
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 5
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 5
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84094-21
[name] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический
[model] => РВС-2000
[brand_full] => Самарский завод котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов (Самарский завод КВОиТ), г. Самара
[preview_text] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-2000 предназначен для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-2000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84094-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84094-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84094-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84094-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84094-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-2000 предназначен для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Принцип действия резервуара стального вертикального цилиндрического РВС-2000 основан на заполнении его нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего объему продукта согласно градуировочной таблице резервуара.
Тип резервуара - стальной вертикальный цилиндрический, с номинальной вместимостью 2000 м3.
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-2000 представляет собой металлический сосуд в форме вертикального цилиндра с плоским днищем и стационарной кровлей, оборудованный приемо-раздаточными устройствами и люками.
Заполнение и выдача нефтепродуктов осуществляется через приемно-раздаточные устройства, расположенные в нижней части резервуара.
Заводской номер резервуара наносится аэрографическим способом на стенку резервуара и типографским способом на паспорт.
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-2000 расположен на территории ТСБ-1 АО «Газпромнефть-ОНПЗ».
Общий вид резервуара стального вертикального цилиндрического РВС-2000 представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид резервуара стального вертикального цилиндрический РВС-2000
Пломбирование резервуара стального вертикального цилиндрического РВС-2000 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке резервуара и в градуировочной таблице на листах в местах подписи поверителя.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
2000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %
±0,20
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры, мм, не более - высота
- диаметр
11950
15180
Рабочая среда
нефтепродукты
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -50 до +50
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование и условные обозначения
Обозначение
Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-2000, зав. № 137
-
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 «Методика измерений» паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => АО Самарский завод "Котельно-Вспомогательного Оборудования и Трубопроводов" (АО "СЗ КВОиТ"), г. Самара
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 137
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84093-21
[name] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
[model] => РВС-2000
[brand_full] => Самарский завод котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов (Самарский завод КВОиТ), г. Самара
[preview_text] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-2000 предназначены для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-2000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84093-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84093-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84093-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84093-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84093-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-2000 предназначены для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Принцип действия резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-2000 основан на заполнении их нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего объему продукта согласно градуировочной таблице резервуара.
Тип резервуаров - стальные вертикальные цилиндрические, с номинальной вместимостью 2000 м3.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-2000 представляют собой металлический сосуд в форме вертикального цилиндра с плоским днищем и стационарной кровлей, оборудованный приемо-раздаточными устройствами и люками.
Заполнение и выдача нефтепродуктов осуществляется через приемно-раздаточные устройства, расположенные в нижней части резервуара.
Заводские номера резервуаров наносятся аэрографическим способом на стенку резервуаров и типографским способом в паспорта.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-2000 расположены на территории ТСБ-1 АО «Газпромнефть-ОНПЗ».
Общий вид резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-2000 представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-2000
Пломбирование резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-2000 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке резервуаров и в градуировочной таблице на листах в местах подписи поверителя.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
2000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %
±0,20
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры, мм, не более - высота - диаметр
11805
15180
Рабочая среда
нефтепродукты
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -50 до +50
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование и условные обозначения
Обозначение
Количество
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-2000, зав. №№ 175, 176, 177, 178
-
4 шт.
Паспорт
-
4 экз.
Градуировочная таблица
-
4 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 «Методика измерений» паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => АО Самарский завод "Котельно-Вспомогательного Оборудования и Трубопроводов" (АО "СЗ КВОиТ"), г. Самара
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 175, 176, 177, 178
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 4
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 4
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84091-21
[name] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический
[model] => РВС-3000
[brand_full] => Акционерное общество "Самарский завод котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов" (АО "СЗ КВОиТ"), г. Самара
[preview_text] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-3000 предназначен для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-3000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84091-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84091-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84091-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84091-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84091-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-3000 предназначен для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Принцип действия резервуара стального вертикального цилиндрического РВС-3000 основан на заполнении его нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего объему продукта согласно градуировочной таблице резервуара.
Тип резервуара - стальной вертикальный цилиндрический, с номинальной вместимостью 3000 м3.
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-3000 представляет собой металлический сосуд в форме вертикального цилиндра с плоским днищем и стационарной кровлей, оборудованный приемо-раздаточными устройствами и люками.
Заполнение и выдача нефтепродуктов осуществляется через приемно-раздаточные устройства, расположенные в нижней части резервуара.
Заводские номера резервуаров наносятся аэрографическим способом на стенку резервуаров и типографским способом в паспорта.
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-3000 расположен на территории ТСБ-1 АО «Газпромнефть-ОНПЗ».
Общий вид резервуара стального вертикального цилиндрического РВС-3000 представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид резервуара стального вертикального цилиндрический РВС-3000.
Пломбирование резервуара стального вертикального цилиндрического РВС-3000 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке резервуара и в градуировочной таблице на листах в местах подписи поверителя.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
3000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %
±0,20
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры, мм, не более - высота - диаметр
12547
18995
Рабочая среда
нефтепродукты
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -50 до +50
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование и условные обозначения
Обозначение
Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-3000, зав. № 60
-
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 «Методика измерений» паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => АО Самарский завод "Котельно-Вспомогательного Оборудования и Трубопроводов" (АО "СЗ КВОиТ"), г. Самара
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 60
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84092-21
[name] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
[model] => РВС-2000
[brand_full] => Саратовский завод резервуарных металлоконструкций, г. Саратов
[preview_text] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-2000 предназначены для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-2000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84092-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84092-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84092-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84092-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84092-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-2000 предназначены для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Принцип действия резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-2000 основан на заполнении их нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего объему продукта согласно градуировочной таблице резервуара.
Тип резервуаров - стальные вертикальные цилиндрические, с номинальной вместимостью 2000 м3.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-2000 представляют собой металлический сосуд в форме вертикального цилиндра с плоским днищем и стационарной кровлей, оборудованный приемо-раздаточными устройствами и люками.
Заполнение и выдача нефтепродуктов осуществляется через приемно-раздаточные устройства, расположенные в нижней части резервуара.
Заводские номера резервуаров наносятся аэрографическим способом на стенку резервуаров и типографским способом в паспорта.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-2000 расположены на территории ТЭУ-1 АО «Газпромнефть-ОНПЗ».
Общий вид резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-2000 представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-2000
Пломбирование резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-2000 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке резервуаров и в градуировочной таблице на листах в местах подписи поверителя.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
2000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %
±0,20
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры, мм, не более - высота стенки
- диаметр
11805
15180
Рабочая среда
нефтепродукты
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -50 до +50
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование и условные обозначения
Обозначение
Количество
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-2000, зав. №№ 31, 32, 33, 34, 36
-
5 шт.
Паспорт
-
5 экз.
Градуировочная таблица
-
5 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 «Методика измерений» паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ЗАО "Саратовский завод резервуарных металлоконструкций", г.Саратов
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 31, 32, 33, 34, 36
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 4
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 4
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84090-21
[name] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический
[model] => РВС-3000
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Глобалтэнксинжиниринг" (ООО "Глобалтэнксинжиниринг"), г. Самара
[preview_text] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-3000 предназначен для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-3000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84090-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84090-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84090-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84090-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84090-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-3000 предназначен для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Принцип действия резервуара стального вертикального цилиндрического РВС-3000 основан на заполнении его нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего объему продукта согласно градуировочной таблице резервуара.
Тип резервуара - стальной вертикальный цилиндрический, с номинальной вместимостью 3000 м3.
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-3000 представляет собой металлический сосуд в форме вертикального цилиндра с плоским днищем и стационарной кровлей, оборудованный приемо-раздаточными устройствами и люками.
Заполнение и выдача нефтепродуктов осуществляется через приемно-раздаточные устройства, расположенные в нижней части резервуара.
Заводские номера резервуаров наносятся аэрографическим способом на стенку резервуаров и типографским способом в паспорта.
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-3000 расположен на территории ТСБ-1 АО «Газпромнефть-ОНПЗ».
Общий вид резервуара стального вертикального цилиндрического РВС-3000 представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид резервуара стального вертикального цилиндрический РВС-3000
Пломбирование резервуара стального вертикального цилиндрического РВС-3000 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке резервуара и в градуировочной таблице на листах в местах подписи поверителя.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
3000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %
±0,20
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры, мм, не более - высота - диаметр
13490
18980
Рабочая среда
нефтепродукты
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -50 до +50
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование и условные обозначения
Обозначение
Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-3000, зав. № Р-57
-
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 «Методика измерений» паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ООО "Глобалтэнксинжиниринг", г. Самара
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => Р-57
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Источники питания постоянного тока
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84080-21
[name] => Источники питания постоянного тока
[model] => NGA100
[brand_full] => "Rohde & Schwarz Technologies Malaysia Sdn Bhd", Малайзия
[preview_text] => Источники питания постоянного тока NGA100 предназначены для воспроизведения напряжения и силы постоянного тока.
[page_header] => Источники питания постоянного тока NGA100
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84080-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84080-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84080-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84080-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84080-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84080-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Источники питания постоянного тока NGA100 предназначены для воспроизведения напряжения и силы постоянного тока.
Описание
Принцип действия источников питания постоянного тока NGA100 основан на понижении напряжения сети с помощью трансформатора, с последующим выравниванием диодным мостом и подачей через стабилизатор и фильтр на выходные гнезда и на схемы измерения и автоматического регулирования.
Конструктивно источники питания постоянного тока NGA100 выполнены в виде настольного лабораторного прибора. Управление и контроль над режимами работы источников осуществляет встроенный микроконтроллер. Установка выходных параметров и управление режимами работы осуществляются с помощью функциональных клавиш и/или поворотного переключателя, расположенных на лицевой панели, а также по интерфейсам дистанционного управления USB, LAN.
К данному типу источников питания постоянного тока NGA100 относятся следующие модификации: NGA101, NGA102, NGA141, NGA142. Модификации отличаются количеством выходных каналов и диапазонами установки напряжения и тока.
Знак поверки может наноситься на заднюю панель источников питания постоянного тока NGA100.
Серийный номер, идентифицирующий каждый экземпляр средства измерений, в формате шести цифр наносится методом наклейки на заднюю панель.
Для предотвращения несанкционированного доступа источники питания постоянного тока NGA100 имеют защитную наклейку завода-изготовителя, закрывающую головку винта крепления корпуса.
Общий вид источников питания постоянного тока NGA100, обозначение места для нанесения знака утверждения типа средства измерений представлены на рисунке 1.
Схема пломбировки от несанкционированного доступа, место нанесения серийного номера и указания модификации представлены на рисунке 2.
Место нанесения знака утверждения типа
2.000 90 A
Выходные каналы источников питания постоянного тока NGA100: для модификации NGA101, NGA141 один канал, для модификации NGA102, NGA142 два канала
Рисунок 1 - Общий вид средства измерений
Место пломбировки
Место нанесения серийного номера и указания модификации
Рисунок 2- Схема пломбировки от несанкционированного доступа и место нанесения серийного номера и указания модификации
Программное обеспечение
Программное обеспечение «FW NGA» предназначено для управления режимами работы источников питания постоянного тока NGA100. Программное обеспечение «FW NGA» предназначено только для работы с источниками питания постоянного тока NGA100 и не может быть использовано отдельно от измерительно-вычислительной платформы этих источников.
Программное обеспечение реализовано без выделения метрологически значимой части. Влияние программного обеспечения не приводит к выходу метрологических характеристик источников питания постоянного тока NGA100 за пределы допускаемых значений.
Уровень защиты программного обеспечения «низкий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
FW NGA
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 2.006
Цифровой идентификатор ПО
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Количество выходных каналов*
NGA101, NGA141
NGA102, NGA142
1 2
Диапазон установки напряжения постоянного тока, В
NGA101, NGA102
NGA141, NGA142
от 0 до 35
от 0 до 100
Диапазон установки силы постоянного тока, А
NGA101, NGA102
NGA141, NGA142
от 0 до 6
от 0 до 2
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки выходного напряжения Овых постоянного тока, В
NGA101, NGA102
NGA141, NGA142
±(0,0005^вых+0,005) ±(0,0005^вых+0,02)
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений по
встроенному индикатору выходного напряжения ивыХ постоянного тока, В
NGA101, NGA102
NGA141, NGA142
±(0,0002-ивых+0,005) ±(0,0002 •ивых+0,01)
Продолжение таблицы 2
Наименование характеристики
Значение
Уровень пульсаций выходного напряжения постоянного тока, мВскз, не более (в полосе частот от 20 Гц до 5 МГц)
NGA101, NGA102
NGA141, NGA142
0,5
1,5
Нестабильность выходного напряжения постоянного тока при изменении силы тока на нагрузке от 10 % до 90 % на канале, В NGA101, NGA102
NGA141, NGA142
±(0,0001-ивых+0,005) ±(0,0001-ивых+0,01)
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки силы постоянного тока 1вых, А
±(0,00054вых+0,0005)
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений по встроенному индикатору силы постоянного тока, А, в зависимости от значения силы тока
свыше 200 мА
±(0,0003Ъых+0,0005)
до 200 мА включ. NGA101, NGA102 NGA141, NGA142
±(0,0015Ъых+0,00004) ±(0,0015Ъых+0,000025)
Нестабильность силы постоянного тока при изменении напряжения на нагрузке от 10 % до 90 %, А
±(0,0001-!вых+0,005)
* Примечание: Все нормируемые метрологические характеристики идентичны для первого и второго канала для модификаций NGA102, NGA142
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная максимальная выходная мощность на канале, Вт
40
Рабочие условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность воздуха при температуре 40 °С, %, не более
от +20 до +30
85
Условия хранения и транспортирования:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность воздуха при температуре 40 °С, %, не более
от -20 до +70 95
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
от 207 до 253 от 50 до 60
Потребляемая мощность, Вт, не более
230
Масса, кг, не более
7,5
Габаритные размеры (ширина х глубина х высота), мм, не более
222x448x97
Время прогрева, мин
30
Знак утверждения типа
наносится на переднюю панель источников питания постоянного тока NGA100 в соответствии с рисунком 1 методом наклейки и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Источник питания постоянного тока NGA100
модификация NGA101 или NGA102 или NGA141 или NGA142
1 шт.
Комплект ЗИП
-
1 компл.
Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 8 “Порядок работы” руководства по эксплуатации
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 30.12.2019 № 3456 Об утверждении государственной
поверочной схемы для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока
Приказ Росстандарта от 30.12.2019 № 3457 Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы
Приказ Росстандарта от 01.10.2018 № 2091 Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1-10-16 до 100 А.
Техническая документация фирмы “Rohde & Schwarz GmbH & Co. KG”, Германия
[category] => Источники питания
[brand] => Фирма "Rohde & Schwarz Technologies Malaysia Sdn Bhd", Малайзия
[country] => МАЛАЙЗИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 12
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 4
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 12
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Анализатор
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84049-21
[name] => Анализатор
[model] => Spark H2O
[brand_full] => "Tiger Optics, LLC", США
[preview_text] => Анализатор Spark H2O (далее - анализатор) предназначен для измерений объемной доли влаги (ОДВ) в инертных газовых средах.
[page_header] => Анализатор Spark H2O
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84049-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84049-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84049-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84049-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84049-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Анализатор Spark H2O (далее - анализатор) предназначен для измерений объемной доли влаги (ОДВ) в инертных газовых средах.
Описание
Принцип действия анализатора основан на CRDS-спектроскопии, в основе которого лежит измерение времени затухания многократно переотражённого инфракрасного лазерного луча в оптической газовой кювете в зависимости от объема влаги газовой среде.
Анализатор выполнен в едином корпусе, в котором установлены оптическая газовая кювета, источник и приемник излучения, контроллер. На передней панели прибора расположен сенсорный экран, который обеспечивает вывод формулы определяемого компонента, результатов измерений в выбранных единицах измерений, а также управление работой прибора. На задней стороне корпуса установлены штуцер для отбора проб, штуцер байпасного сброса, штуцер выхода анализируемого газа и разъем питания.
Для интеграции с системами управления предусмотрены аналоговый, цифровые и релейные выходы.
К данному типу относятся анализатор с серийным номером 6055-106-4.
Общий вид анализатора представлен на рисунке 1.
Маркировка анализатора, в том числе нанесение серийного номера, производится путём наклеивания маркировочной таблички на задней стороне анализатора.
Пломбирование анализатора не предусмотрено.
Нанесения знака поверки на анализатор не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в соответствии с действующим законодательством.
Рисунок 1 - Общий вид анализатора Spark H2O
Программное обеспечение
Анализаторы имеют метрологически значимое встроенное программное обеспечение (далее - ПО), разработанное изготовителем специально для решения задач измерения содержания определяемых компонентов.
ПО выполняет следующие основные функции:
- расчет содержания определяемого компонента;
- отображение результатов измерений на дисплее;
- передачу результатов измерений по интерфейсу связи с компьютером;
- контроль целостности программных кодов ПО, настроечных и калибровочных констант;
- контроль общих неисправностей (связь, конфигурация);
- контроль архивации измерений;
- отображения результатов измерений и управления по цифровому интерфейсу RS232 и MODBUS TCP на ПК.
Уровень защиты ПО - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.
И дентификационные данные ПО приведены в таблице - 1
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
встроенное ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже
1.0.7
Цифровой идентификатор ПО
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики_____
Определяемый компонент
Диапазон измерений определяемого компонента
Пределы допускаемой погрешности, %
приведенная
относительная
одв
от 0 до 450
- -1
млн
от 0 до 100 млн-1 включ.
±5
св. 100 до 450 млн-1
±5
1) - приведенная погрешность нормирована к верхнему значению диапазона измерений.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
от 90 до 240 50/60
Потребляемая мощность, Вт, не более
40
Габаритные размеры (длинахширинахвысота), мм, не более
600x218x223
Масса, кг, не более
15
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °C
- относительная влажность, %
- атмосферное давление, кПа
от +10 до 40
от 30 до 80
от 84 до 106
Объемный расход газовой смеси на входе газоанализатора, дм3 /мин, не более
2
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики
Значение
Средний срок службы, лет
Средняя наработка на отказ, ч
25 40000
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист паспорта.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Анализатор Spark H2O, серийный номер 6055-106-4
-
1 шт.
Кабель питания
-
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 1 документа «Анализатор Spark H2O. Паспорт»
Нормативные документы
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»
Техническая документация фирмы-изготовителя «Tiger Optics, LLC», США
[category] => Газоанализаторы
[brand] => Фирма "Tiger Optics, LLC", США
[country] => СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 6055-106-4
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Анализаторы
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84048-21
[name] => Анализаторы
[model] => MicroView ATEX
[brand_full] => Moisture Control & Measurement Ltd., Великобритания
[preview_text] => Анализаторы MicroView ATEX (далее - анализаторы) предназначены для измерений влажности газов, в том числе природных.
[page_header] => Анализаторы MicroView ATEX
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84048-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84048-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84048-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84048-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84048-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84048-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Анализаторы MicroView ATEX (далее - анализаторы) предназначены для измерений влажности газов, в том числе природных.
Описание
Принцип действия анализаторов - сорбционный, основанный на поглощении содержащейся в газе влаги кремниевым датчиков, выполненным по твердотельной технологии.
Анализаторы представляют собой прибор проточного типа, обеспечивающие автоматизированное измерение и представление информации о влажности газов.
Анализаторы не критичны к скорости протекающего газа и давления, однако оптимальными считаются условия измерений при атмосферном давлении газа и скорости его протекания через анализатор и 0,05 ... 1,0 л/мин.
Датчик анализатора снабжен системой терморегулирования для исключения погрешностей, возникающих из-за колебаний температуры. При этом температуры датчика поддерживается на значении примерно +46 °С.
Анализаторы оборудованы устройством высокотемпературной принудительной осушки датчика (средство Push Purge), которое позволяет контролировать работоспособность датчика и удалять нежелательные загрязнения с его поверхности.
Анализаторы оборудованы жидкокристаллическим индикатором, представляющими результаты измерений в единицах абсолютной влажности (млн-1)
Анализаторы имеют портативное исполнение (размещается в переносном ударопрочном кейсе) и для размещения в монтажном каркасе.
Для интеграции с системами управления у анализатора, предназначенного для размещения в монтажном каркасе предусмотрены аналоговый, цифровые и релейные выходы
К данному типу относятся анализаторы с серийными номера SC5075, SX6249, SX6250, SX6251.
Общий вид анализаторов представлен на рисунке 1.
Маркировка анализаторов, в том числе нанесение серийного номера, производится путём наклеивания маркировочной таблички на лицевую панели анализаторов.
Пломбирование анализаторов не предусмотрено.
Нанесения знака поверки на анализатор не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в соответствии с действующим законодательством.
а) б)
Рисунок 1 - Общий вид анализаторов MicroView ATEX а) портативный б) для размещения в монтажный каркас
Программное обеспечение
Анализаторы имеют метрологически значимое встроенное программное обеспечение (далее - ПО), разработанное изготовителем специально для решения задач измерения содержания определяемых компонентов.
Уровень защиты ПО - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице - 1
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Встроенное ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже
01
Цифровой идентификатор ПО
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений абсолютной влажности, млн-1
от 0 до 1000
Пределы допускаемой приведенной1) погрешности на участке диапазона измерений от 0 до 100 млн-1 включ., %
±5
Пределы допускаемой относительной погрешности на участке диапазона измерений св. 100 до 1000 млн-1, %
±5
1) - приведенная погрешность нормирована к верхнему значению диапазона измерений.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Напряжение постоянного тока, В
12
Габаритные размеры (длинахширинахвысота), мм, не более - портативный
- для размещения в монтажный каркас
325 х 160 х 305
200 х 100 х 62
Масса, кг, не более
- портативный
- для размещения в монтажный каркас
7
1
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °C:
- портативный
- для размещения в монтажный каркас
- относительная влажность, %
- атмосферное давление, кПа
от -20 до +60 от -20 до +50 от 30 до 80 от 84 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист паспорт.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Анализатор MicroView ATEX
- для размещения в монтажный каркас, сер. № SC5075
- портативный, сер. № SX6249, SX6250, SX6251
-
1 шт.
3 шт.
Зарядное устройство
-
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 1 документа «Анализаторы MicroView ATEX. Паспорт»
Нормативные документы
ГОСТ 8.547-2009 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений влажности газов».
ГОСТ 13320-81 «Газоанализаторы промышленные автоматические. Общие технические условия»
Техническая документация фирмы-изготовителя «Moisture Control & Measurement Ltd», Великобритания
[category] =>
[brand] => Фирма "Moisture Control & Measurement Ltd.", Великобритания
[country] => СОЕДИНЕННОЕ КОРОЛЕВСТВО
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => SC5075, SX6249, SX6250, SX6251
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 4
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 4
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Датчики температуры
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84047-21
[name] => Датчики температуры
[model] => GP-50
[brand_full] => Фирма GP:50 NY Ltd., США
[preview_text] => Датчики температуры GP-50 (далее - датчики) предназначены для измерения температуры гидравлического масла на глубине до 9144 метров.
[page_header] => Датчики температуры GP-50
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84047-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84047-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84047-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84047-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84047-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84047-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Датчики температуры GP-50 (далее - датчики) предназначены для измерения температуры гидравлического масла на глубине до 9144 метров.
Описание
Принцип действия датчиков основан на использовании термоэлектрического эффекта для измерения сопротивления.
Конструкция датчиков обеспечивает устойчивость к коррозии. Область применения датчиков -морская нефте- и газодобыча, на надводных и дистанционно управляемых подводных аппаратах.
Датчики крепятся к интерфейсному блоку телеуправляемого необитаемого подводного аппарата (ТНПА) для измерения температуры гидравлического масла в системе. Температурный выход: стандартный двухпроводной платиновый термометр сопротивления 100 Ом или 2-проводный платиновый термометр сопротивления 1000 Ом (опция). Датчики преобразуют изменение сопротивления в унифицированный выходной сигнал силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА, напряжения постоянного тока в диапазоне от 0 до 5 В или от 0 до 10 В, либо в цифровые коды (выходные интерфейсы RS 232, RS 485 и Can).
Общий вид датчиков представлен на рисунке 1. Пломбирование датчиков не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и (или) в паспорт датчиков в соответствии с действующим законодательством. Датчики имеют серийные номера, обеспечивающие идентификацию каждого экземпляра. Маркировка и серийные номера датчиков наносятся на корпус датчиков методом гравировки (рисунок 2).
В номер закладываются конкретные параметры, маркировка 7850-8737-SZ имеет следующие характеристики:
7850-8737- SZ
1) базовый номер модели который
обозначает “подводный датчик температуры”;
2) индивидуальная модификация c определенным
набором параметров: резьба, диаметры и другие параметры;
3) откалиброванный диапазон температуры: от минус 26°С до 133°С.
Рисунок 2 - маркировка датчиков
Рисунок 1 - Общий вид датчиков температуры GP-50
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений температуры, °С
от -26 до +133
Пределы основной допускаемой приведенной к верхнему пределу измерений температуры погрешности, %
±1
Условное обозначение НСХ по ГОСТ 6651-2009/МЭК 60751
Pt100, Pt1000
Температурный коэффициент ТС а, °С-1
0,00385 Pt
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Температура окружающей среды, °С
от -0,5 до +30
Выходной сигнал напряжения постоянного тока, В
от 0 до 5
от 0 до 10
Выходной сигнал силы постоянного тока, мА
от 4 до 20
Напряжение питания постоянного тока, В
от 18 до 36
Диапазон температур при транспортировании, °С
от -50 до +40
Максимальная влажность окружающего воздуха в транспортной таре при температуре + 35 °С, %
98
Габаритные размеры, мм, не более:
- длина измерительной вставки
- диаметр монтажной части измерительной вставки
76,2
29,97
Масса, кг, не более
0,2
Средний срок службы, лет, не менее
10
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
87600
Знак утверждения типа
наносится на эксплуатационную документацию типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность датчиков
Наименование
Обозначение
Количество
Датчики температуры
GP-50
1 ед.
Паспорт
gp-5o.oi.ooi.hc
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 2.2 паспорта.
Нормативные документы
ГОСТ 8.558-2009 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры
ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия
ГОСТ 6651-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний
Техническая документация фирмы GP:50 NY Ltd.
[category] => Датчики температуры
[brand] => Фирма "GP:50", США
[country] => СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Установки поверочные влагомеров нефти и нефтепродуктов
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84044-21
[name] => Установки поверочные влагомеров нефти и нефтепродуктов
[model] => УПВН
[brand_full] => Акционерное общество "Нефтеавтоматика" (АО "Нефтеавтоматика"), г. Уфа
[preview_text] => Установки поверочные влагомеров нефти и нефтепродуктов УПВН (далее -установка) предназначены для поверки поточных влагомеров нефти и нефтепродуктов.
[page_header] => Установки поверочные влагомеров нефти и нефтепродуктов УПВН
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84044-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84044-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84044-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84044-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84044-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84044-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Установки поверочные влагомеров нефти и нефтепродуктов УПВН (далее -установка) предназначены для поверки поточных влагомеров нефти и нефтепродуктов.
Описание
Принцип действия установок основан на воспроизведении единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов в виде искусственных смесей дозированием жидкостей: нефти (нефтепродуктов) и воды, последующей циркуляции и смешением по рабочему контуру установки.
В состав установок входят следующие устройства: диспергатор, жидкостный циркуляционный термостат (далее - термостат), электронных весов для измерений массы жидкости, средств измерений плотности жидкости (ареометры или лабораторный плотномер) и автоматического титратора по методу Карла Фишера в комплекте с лабораторными весами для измерений массы анализируемой титратором пробы.
Установка имеет две модификации: УПВН-PD и УПВН-НА. Диспергатор установки конструктивно состоит из: несущей рамы, трубопроводной обвязки основного контура и шкафа управления. В установке модификации УПВН-PD дополнительно имеется трубопроводная обвязка линии нагнетания избыточного давления и пульт управления гидростанцией. На несущей раме размещены трубопроводная обвязка основного трубопровода, циркуляционный электронасосный агрегат, элементы гидравлической линии нагнетания избыточного давления, пульт и шкаф управления.
В шкафу управления размещены: частотный регулятор расхода электро-насосного агрегата, измеритель-регулятор температуры, тумблер, автоматический выключатель, сетевой фильтр (в модификации УПВН-НА). На передней панели пульта размещены тумблеры включения/выключения и управления подачи жидкости от гидростанции (в модификации УПВН-PD).
К установкам данного типа относятся установки модификации УПВН-PD с серийными №№ 01, 02, модификации УПВН-НА серийный № 03.
Измерение количества дозируемых и сливаемых жидкостей производится электронными весами. Измерение температуры осуществляется термометрами сопротивления совместно с вторичным преобразователем - измерителем-регулятором. Измерение остаточного влагосодержания производится с применением автоматического титратора по методу Карла Фишера совместно с электронными аналитическими весами. Измерение плотности жидкостей производится ареометрами или лабораторным плотномером. Перечень средств измерений входящих в состав установок приведен в таблице 1. Конкретный состав установок указывается в паспорте.
Получение искусственных смесей с заданным значением влагосодержания производится способом добавления или замещения жидкостей в установленном температурном диапазоне и диапазоне избыточного давления с последующим смешением и циркуляций через первичный преобразователь влагомера. Обработка измеренных данных и вычисление воспроизводимой единицы объемного влагосодержания производится оператором.
Пломбирование установок не предусмотрено.
Серийный номер установок наносится на информационную табличку методом лазерной гравировки. Место нанесения знака утверждения типа указано на рисунках 1 и 2. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установки.
Таблица 1 - Перечень средств измерений из состава установок
Наименование средства измерений
Обозначение типа средства измерений
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Титратор влаги по Карлу Фишеру
MKS-500
43308-09
Титратор
DL32
18950-02
Титратор автоматический
870 Titrino plus
37481-08
Весы электронные
GP 5202
22356-03
Весы электронные
LP 6200S
22403-03
лабораторные
ВС 5200
28377-04
Весы электронные лабораторные
GR-200, GR-300
28101-04
Весы лабораторные электронные
МВ 210-А
26554-04
Т ермопреобразователь сопротивления
ДТС014
28354-10
Измеритель-регулятор микропроцессорный
ТРМ500
59058-14
Манометр показывающий
ТМ 5-20
25913-08
Ареометры для нефти
АНТ-1
9292-83
Ареометры стеклянные
АНТ-1
34711-07, 22756-09
Ареометр общего назначения
АОН-5
9298-06
Измеритель плотности жидкости вибрационный
ВИП-2МР
27163-09
Место нанесения знака утверждения типа
Рисунок 1 - Общий вид установки модификации УПВН-PD
Место нанесения знака
утверждения типа
Рисунок 2 - Общий вид установки модификации УПВН-НА
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики
Диапазон воспроизведения объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов,%
от 0,02 до 99,9
Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов, %, в поддиапазонах влагосодержания:
от 0,02 % до 10,0 % включительно
от 10,0 % до 70,0 % включительно
от 70,0 % до 99,9 % включительно
±0,02
±0,10
±0,25
Нестабильность поддержания температуры рабочей среды, °С/10 минут, не более
±0,5
Нестабильность поддержания избыточного давления, МПа/10 минут, не более
±0,1
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики
Рабочая среда
Искусственные водонефтяные, водомасляные смеси
Плотность рабочей среды, кг/м3
от 600 до 1250
Температура рабочей среды, °С
от +5 до +80
Рабочее давление, МПа, не более
0,6
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- атмосферное давление, кПа
- относительная влажность воздуха при 25°С, %, не более
от +15 до + 25 от 84 до 106,7 80
Параметры электропитания установки:
- напряжение переменное, В
- частота переменного тока, Гц
- потребляемая мощность, кВ^А, не более
230±23/400±40 50±1
8
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
8 000
Срок эксплуатации, лет, не менее
10
Знак утверждения типа
наносится на информационную табличку способом лазерной гравировки и на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Установка поверочная влагомеров нефти и нефтепродуктов:
- модификация УПВН-PD: серийные номера: 01, 02;
- модификация УПВН-НА: серийный номер: 03.
УПВН
3 шт.
Руководство по эксплуатации
КДНА 414000.119.00.00.000 РЭ
3 экз.
Паспорт
КДНА 414000.119.00.00.000 ПС
3 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в п. 1.4.4 руководства по эксплуатации КДНА 414000.119.00.00.000 РЭ.
Нормативные документы
ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов.
[category] => Влагомеры
[brand] => ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => УПВН-PD - зав. №01, № 02, УПВН-НА - зав. № 03
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 5
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 5
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-8
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84045-21
[name] => Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-8
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Метрологический центр Контрольно-измерительные технологии" (ООО "МЦ КИТ"), г. Москва
[preview_text] => Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-8 (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, поступающего от компрессорной станции низкого давления и установки улавливания легких фракций в трубопровод Г1211 перед сепаратором ГС-1/1,2,3, и для эксплуатации на Юрубчено-Тохомском месторождении УПН-2 АО «Востсибнефтегаз».
[page_header] => Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-8
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84045-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84045-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84045-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84045-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84045-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-8 (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, поступающего от компрессорной станции низкого давления и установки улавливания легких фракций в трубопровод Г1211 перед сепаратором ГС-1/1,2,3, и для эксплуатации на Юрубчено-Тохомском месторождении УПН-2 АО «Востсибнефтегаз».
Описание
Конструктивно СИКГ состоит из одной измерительной линии (ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На ИЛ установлены следующие основные средства измерений (СИ):
- расходомер вихревой «Ирга-РВ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 55090-13);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-270 мод. Метран-276 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 21968-11).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: вычислитель УВП-280 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13) и АРМ оператора на базе персональных компьютеров, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Вычислитель УВП-280 осуществляет обработку сигналов с первичных преобразователей СИ, вычисление физикохимических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-03 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...50С) К при давлениях до 15 МПа», расчет объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачу информации на верхний уровень СОИ. АРМ оператора предназначено для сбора данных, формирования и печати отчетных документов, отображения и регистрации измерительной и технологической информации, архивирования, построения графиков и таблиц, трендов, архивных данных, а так же любой другой информации выведенной на экран монитора.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.
СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема газа в рабочих условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м3/ч);
- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);
- отображение измерительной и технологической информации на мониторах АРМ
оператора;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.
Общий вид СИКГ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКГ
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится вычислитель УВП-280 (далее -вычислитель). Вычислитель выполняет функции вычисления объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачи информации на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО относятся конфигурационные файлы вычислителя.
К ПО верхнего уровня относится АРМ оператора, выполняющее функции сбора, хранения, отображения информации, полученной с нижнего уровня ПО, формирования и печати отчетных документов.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Вывод идентификационных данных ПО вычислителей УВП-280, выпущенных до 22.01.2019 на показывающее устройство или посредством подключения внешних устройств не предусмотрен.
Идентификационные данные ПО вычислителей УВП-280 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3.11
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
свободный нефтяной газ (СНГ)
Диапазон измерений расхода СНГ в рабочих условиях, м3/ч
от 100 до 4000
Диапазон измерений расхода СНГ в стандартных условиях, м3/ч
от 16179 до 19774,4
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
±3
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С
от 40 до 50
Рабочий диапазон давления СНГ, МПа (абс.)
от 1,101325 до 1,201325
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
380 / 220
50
Габаритные размеры СИКГ, мм, не более: - высота
- ширина
- длина
600
200
3000
Масса, кг, не более
143
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды (температура в обогреваемых термочехлах), °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от 15 до 25
95 от 90 до 110
Средний срок службы, лет
16
Средняя наработка на отказ, ч
140000
Режим работы СИКГ
непрерывный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-8 с заводским номером 51
—
1 шт.
«Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-8. Паспорт»
3176717/0168Д
01.08.000-ПС
1 экз.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям. Методика измерений с помощью системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-8 на УПН расширенного первоочередного участка Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Востсибнефтегаз», утверждена ООО «МЦ КИТ», свидетельство об аттестации № 0031-01.00221-2017 от 27.11.2017 г., номер в реестре ФР.1.29.2017.28344.
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 №1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
[category] =>
[brand] => ООО "Метрологический центр Контрольно-измерительные технологии", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 51
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Регистраторы автономные ударных и вибрационных воздействий
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84042-21
[name] => Регистраторы автономные ударных и вибрационных воздействий
[model] => АДМВ-05
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ГлобалТест" (ООО "ГлобалТест"), г. Саров, Нижегородская обл.
[preview_text] => Регистраторы автономные ударных и вибрационных воздействий АДМВ-05 (далее по тексту - АДМВ) предназначены для измерений и регистрации ускорения при ударных и вибрационных процессах одновременно по трём осям с привязкой к реальному масштабу времени.
[page_header] => Регистраторы автономные ударных и вибрационных воздействий АДМВ-05
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84042-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84042-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84042-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84042-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84042-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84042-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Регистраторы автономные ударных и вибрационных воздействий АДМВ-05 (далее по тексту - АДМВ) предназначены для измерений и регистрации ускорения при ударных и вибрационных процессах одновременно по трём осям с привязкой к реальному масштабу времени.
Описание
Принцип действия АДМВ основан на преобразовании сигналов, поступающих от внешнего трехкомпонентного вибропреобразователя при ударных и вибрационных воздействиях в низкоимпедансный сигнал напряжения, дальнейшей его оцифровки при помощи 16 разрядного АЦП, записи в память регистратора и последующей математической обработкой результатов, с помощью специального программного обеспечения (далее по тексту - ПО).
Условием выполнения записи события является превышение заданного порога пиковым значением измеренного виброускорения. Объём внутренней памяти для хранения измеренных значений 512 МБ. Обмен данными с персональным компьютером (далее по тексту -ПК) осуществляются по интерфейсу USB 2.0 через разъём USB. АДМВ также регистрирует значение влажности и температуры окружающего воздуха (опция).
Конструктивно АДМВ представляет собой герметичный прямоугольный корпус из алюминиевого сплава с подсоединённым к нему внешним пьезоэлектрическим вибропреобразователем. Внутри корпуса размещен электронный блок. На торцевых поверхностях закреплены соединитель USB, соединитель пьезоэлектрического вибропреобразователя, кнопка включения питания, индикаторы: включения питания (зеленый), разрядки батареи (красный) и превышения установленного порога срабатывания (жёлтый).
Питание АДМВ осуществляется от встроенной литиевой батареи ER26500 (9000 мА-ч) напряжением 3,6 В или аналогичной. Время непрерывной работы АДМВ не менее 48 ч.
Общий вид, расположение органов контроля и подключения АДМВ приведены на рисунке 1. Расположение батареи питания под съёмной крышкой приведено на рисунке 2. Пломба-этикетка для предотвращения несанкционированного доступа к элементам регулировки устанавливается на крепежный винт платы. Все пространство под платой заливается герметиком типа Виксинт.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер, состоящий из арабских цифр, наносится методом гравировки на корпус в месте, указанном на рисунке 1.
нанесения заводского номера
Место
Место
нанесения пломбы-этикетки
Рисунок 1
Рисунок 2
Программное обеспечение
ПО предназначено для установления режимов работы АДМВ и представления результатов измерений на экране ПК.
Уровень защиты ПО соответствует уровню «низкий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. ПО не требует специальных средств защиты от преднамеренного воздействия. Целостность ПО проверяется расчетом цифрового идентификатора. Характеристики ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Характеристики ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
АБКЖ.00005-09
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже
17.1.2.1
Цифровой идентификатор ПО (с использованием алгоритма CRC32)
*
* - Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) указывается в паспорте АБКЖ.431134.027ПС
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазоны измерений амплитуды ускорения, м/с2
±100, ±200, ±500
Рабочий диапазон частот, Гц
от 0,5 до 5000
Частота среза встроенного ФВЧ со спадом АЧХ не менее 40 дБ/декаду и затуханием минус 10 %, Гц
0,5
Частоты среза встроенных ФНЧ со спадом АЧХ не менее 80 дБ/декаду и затуханием минус 10 %, Гц
200, 500, 1000, 2000, 5000
Пределы допускаемой основной приведенной к верхнему значению диапазона погрешности измерений ускорения на базовой частоте 80 Гц, %
±5
Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной изменением температуры окружающей среды, %
±10
Нормальные условия измерений:
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность воздуха, %, не более
от 18 до 25
80
Лист № 3
Всего листов 5
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Масса, кг, не более
0,7
Габаритные размеры (длинахширинахвысота), мм, не более
105х87х62
Рабочие условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность воздуха при температуре 20 °С, %
от -40 до +60 до 80
Знак утверждения типа
Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта АБКЖ.431134.027ПС и руководства по эксплуатации АБКЖ.431134.027РЭ типографским способом в левом верхнем углу.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Кол-во
Регистратор автономный ударных и вибрационных воздействий АДМВ-05
АБКЖ.431134.027
1 шт.
Кабель USB A-LEMO
1 шт.
Батарея питания 3.6 В, 9000 мА-ч
ER26500*
1 шт.
Регистратор автономный ударных и вибрационных воздействий АДМВ-05. Паспорт.
АБКЖ.431134.027ПС
1 экз.
Программное обеспечение ADMV Explorer
АБКЖ.00005-09
1 экз.
на партию
Установочный диск
ADMV Explorer. Руководство оператора
АБКЖ.00005-09 34
Регистратор автономный ударных и вибрационных воздействий АДМВ-05. Руководство по эксплуатации
АБКЖ.431134.027РЭ
* - допускается аналог
Сведения о методах измерений
приведены в АБКЖ.431134.027РЭ, раздел 2.
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2018 г. № 2772 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений виброперемещения, виброскорости, виброускорения и углового ускорения».
АБКЖ.431134.027ТУ «Регистратор автономный ударных и вибрационных воздействий АДМВ-05. Технические условия»
[category] =>
[brand] => ООО "ГлобалТест", г.Саров
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 10
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 10
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Приборы для измерения относительной вибрации
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84040-21
[name] => Приборы для измерения относительной вибрации
[model] => ВК-306
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ВиКонт" (ООО "ВиКонт"), г. Москва
[preview_text] => Приборы для измерения относительной вибрации ВК-306 (далее - приборы ВК-306) предназначены для измерения относительной вибрации (виброперемещения) металлических токопроводящих частей промышленного оборудования.
[page_header] => Приборы для измерения относительной вибрации ВК-306
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84040-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84040-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84040-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84040-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/84040-21-0004.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/84040-21-0005.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/84040-21-0006.jpg
[7] => https://all-pribors.ru/pics/original/84040-21-0007.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84040-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84040-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84040-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84040-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Приборы для измерения относительной вибрации ВК-306 (далее - приборы ВК-306) предназначены для измерения относительной вибрации (виброперемещения) металлических токопроводящих частей промышленного оборудования.
Описание
Принцип действия приборов ВК-306 основан на определении относительной вибрации токопроводящих объектов по изменению значения вихревых токов, которые возбуждаются и измеряются датчиком прибора ВК-306. Измеренное значение преобразуется в аналоговый выходной сигнал согласующим усилителем. Приборы ВК-306 имеют индивидуальную градуировочную характеристику, приведенную в паспорте.
Приборы ВК-306 состоят из датчика и выносного согласующего усилителя (предусилителя), дополнительно могут комплектоваться вторичным блоком. Преобразование перемещения в аналоговый выходной сигнал обеспечивает датчик с согласующим усилителем. В датчике размещена приемо-передающая катушка. Приборы ВК-306 имеют унифицированный выход по постоянному току диапазона от 4 до 20 мА или выход по переменному току и дополнительный выход по напряжению. Вторичный блок (при наличии) обеспечивает питание, вывод на дисплей измеренных значений, формирование аналоговых токовых выходных сигналов диапазонов от 4 до 20 мА и/или от 0 до 5 мА, сигнала переменного напряжения и дискретных сигналов превышения заданных уставок.
Приборы выпускаются в следующих модификациях (модели): ВК-316, BK-316DIN, ВК-316Д и ВК-316С, которые отличаются конструктивным исполнением.
Приборы ВК-306 могут комплектоваться вторичными блоками модификации ВК-361Д, ВК-361ИСД или ВК-360В, которые отличаются конструктивным исполнением, наличием или отсутствием средств контроля заданных уставок, цифровой и линейно-дискретной индикации результатов измерения, контроля функционирования и регулирования.
Приборы выпускаются для различных рабочих диапазонов температур эксплуатации, для идентификации допустимого рабочего диапазона температур эксплуатации конкретного исполнения модели прибора и вторичного блока к основному наименованию модели добавляется атрибут Т1 или Т2, см. таблицу 3. Стандартное исполнение приборов дополнительных индексов в наименовании не имеет.
Приборы (без вторичных блоков) выпускаются в взрывозащищенном исполнении и могут применятся во взрывоопасных зонах согласно Ех маркировки. По специальному заказу вторичные блоки тоже выпускаются во взрывозащищенном исполнении и могут применяться во взрывоопасных зонах согласно Ех маркировки. В модификацию вторичных блоков взрывозащищенного исполнения добавляется атрибут Ех.
Общий вид датчиков приборов для измерения относительной вибрации ВК-306 приведен на рисунке 1. Общий вид согласующих усилителей приборов ВК-306 приведен на рисунке 2. Общий вид вторичных блоков приборов ВК-306 приведен на рисунке 3. Опломбирование от несанкционированного доступа приборов для измерения относительной вибрации ВК-306 не предусмотрено.
Заводские номера наносятся на лицевую панель корпуса согласующего усилителя и лицевую панель вторичного блока методом наклейки. Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид датчиков приборов для измерения относительной вибрации ВК-306
Рисунок 2 - Общий вид согласующих усилителей приборов ВК-306
Рисунок 3 - Общий вид вторичных блоков приборов ВК-306
Программное обеспечение
В состав вторичных блоков входит микроконтроллер, который имеет программное обеспечение (далее - ПО), выполняющее следующие функции:
- вычисление и цифровую индикацию относительной вибрации;
- формирование дискретных сигналов управления при превышении предупредительных и аварийных значений уставок относительной вибрации.
Конструкция СИ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО СИ и измерительную информацию.
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений
соответствует по Р 50.2.077-2014 уровню «высокий».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
VC361
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.14
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазоны измерения размаха виброперемещения, мкм
от 10 до 500 от 10 до 1000 от 10 до 2000
Диапазоны рабочих частот, Гц
от 0,1 до 1000 от 0,1 до 300 от 0,5 до 300 от 0,5 до 200 от 2 до 1000 от 2 до 500 от 5 до 500 от 10 до 1000 от 20 до 225
Номинальные значения коэффициента преобразования, мА/мм с блоком вторичным без блока вторичного
32; 16; 8
32; 16; 8; 7,805; 4
Номинальные значения коэффициента преобразования для выхода по напряжению, В/мм
7,87; 2,66; 1; 0,5
Пределы допускаемого отклонения действительного значения коэффициента преобразования от номинального значения на базовой частоте 45 Гц, %
±5
Нелинейность амплитудной характеристики на базовой частоте 45 Гц, %
±5
Неравномерность амплитудно-частотной характеристики (АЧХ) в диапазоне от 2,5Тн до 0,75Тв, %
±7
Неравномерность АЧХ в рабочем диапазоне частот, дБ
±3
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерения размаха виброперемещения на базовой частоте 45 Гц при использовании вторичного блока, мкм
±(10+S-0,05),
S - заданное значение размаха виброперемещения
Пределы допускаемой приведенной погрешности срабатывания уставок в диапазоне измерения, % от верхнего предела измерений
±2
Количество уставок
2
Установочный зазор1, мм
1,3±0,05
Длина линии связи (кабеля) между датчиком и согласующим усилителем, м, не более
12
Нормальные условия измерений:
- температура окружающей среды, °C
от +15 до +25
Пределы допускаемого дополнительного отклонения коэффициента преобразования от номинального значения, вызванного изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений в диапазоне рабочих температур, %/°С
±0,1
Примечание
1 Значение установочного зазора выбирается исходя из предполагаемого размаха виброперемещения и может отличаться от номинального, приведенного в таблице;
2 Метрологические характеристики приведены при установочном зазоре (1,3±0,05) мм для металла мишени из комплекта поставки и длине линии связи (кабеля) между датчиком и согласующим усилителем 7±0,3 м, при увеличении длины линии связи до 9 м пределы нелинейности амплитудной характеристики, неравномерности АЧХ и температурный коэффициент возрастают в 1,5раза, а при увеличении длины кабеля до 12 м возрастают в 2 раза относительно значений, указанных в таблице.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Напряжение питания постоянного тока, В вторичного блока
24±2
согласующего усилителя (при отсутствии вторичного блока)
от 12 до 28
Маркировка взрывозащиты:
- приборов ВК-316, BK-316DIN, ВК-316Д и ВК-316С
0Ex ia IIC T5 Ga X
- вторичных блоков ВК-361Д-Ех, ВК-360В-Ех и ВК-361ИСД-Ех
[Ex ia Ga] IIC
Параметры искробезопасных цепей приборов: - максимальное входное напряжение питания, В
28
- максимальный входной ток, мА
120
- максимальная внутренняя ёмкость, мкФ
0,1
- максимальная внутренняя индуктивность, мГн Параметры искробезопасных цепей вторичного блока:
0,1
- максимальное входное/выходное напряжение питания, В
25,2
- максимальный входной/выходной ток, мА
- максимальное напряжение, которое может быть приложено к соединительным устройствам искробезопасных цепей
80
связанного оборудования без нарушения вида взрывозащиты
250
Масса, кг, не более:
датчика
0,2
согласующего усилителя
0,5
вторичного блока
1,5
Габаритные размеры, мм, не более: датчика (диаметрхдлина)
010x400, 016x400
согласующего усилителя (длинахвысотахширина)
60x35x90, 30x75x120,
25x75x110
вторичного блока (длинахвысотахширина)
135x68x255, 25x75x110,
25x100x135
Диапазон рабочих температур, °C
датчика:
- стандартное исполнение
от +5 до +120
- специальный заказ (Т1)
от -40 до +180
(Т2)
от -60 до +180
согласующего усилителя
- стандартное исполнение
от +5 до +55
- специальный заказ (Т1)
от -40 до +80
(Т2)
от -60 до +55
вторичного блока
- стандартное исполнение
от +5 до +55
- специальный заказ (Т1)
от +5 до +70
(Т2)
от -40 до +55
Знак утверждения типа
наносится на лицевые панели согласующего усилителя и вторичного блока методом лазерной гравировки и на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта методом печати.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Прибор для измерения относительной вибрации
ВК-306
1 шт.
Руководство по эксплуатации
ВТПР.421411.044 РЭ
1 экз.
Паспорт
ВТПР.421411.044 ПС
1 экз.
Образец металла
1 шт. на партию
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 руководства по эксплуатации ВТПР.421411.044 РЭ «Приборы для измерения относительной вибрации ВК-306. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2018 г. № 2772 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений виброперемещения, виброскорости, виброускорения и углового ускорения»;
ВТПР.421411.044 ТУ «Приборы для измерения относительной вибрации ВК-306. Технические условия».
[category] =>
[brand] => ООО "ВиКонт", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 333
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 4
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 333
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГРК "Быстринское"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84041-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГРК "Быстринское"
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество Группа Компаний "Системы и технологии" (АО ГК "Системы и технологии"), г. Владимир
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГРК «Быстринское» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «ГРК «Быстринское», сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГРК "Быстринское"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84041-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84041-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84041-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84041-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГРК «Быстринское» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «ГРК «Быстринское», сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанных в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ в среде Windows Server на базе Virtual Platform на базе программного обеспечения (ПО) «Пирамида 2.0», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:
активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
Измеренные значения приращений активной и реактивной энергии на 30-минутных интервалах времени сохраняются в энергонезависимой памяти счетчиков электроэнергии с привязкой к шкале времени иТС (SU).
Сервер АИИС КУЭ посредством локальной вычислительной сети предприятия с помощью ПО «Пирамида 2.0» автоматически с заданной периодичностью или по запросу опрашивает счетчики электрической энергии и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и ее хранение.
Сервер АИИС КУЭ ежесуточно формирует и отправляет по основному каналу связи, организованному на базе сети интернет в виде сообщений электронной почты отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).
АРМ субъекта ОРЭМ осуществляет передачу данных (результатов измерений) прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности в виде электронного документа XML формата, заверенного электронной подписью субъекта ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (рег.№ 49933-12), который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) и обеспечивает предоставление информации о текущем времени в протоколе NTP.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ с СТВ-01 осуществляется встроенным программным обеспечением сервера АИИС КУЭ каждый час, коррекция производится автоматически при отклонении шкалы времени сервера АИИС КУЭ и СТВ-01. Сравнение показаний шкалы времени счетчиков с сервером АИИС КУЭ осуществляется встроенным программным обеспечением по вычислительной сети, во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Коррекция шкалы времени счетчика производится при расхождении со шкалой времени сервера АИИС КУЭ на величину равной или более 2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера АИИС КУЭ отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) факта коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Заводской номер АИИС КУЭ указывается в формуляре.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПО «Пирамида 2.0». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, приведенные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0»
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
BinaryPackControls.dll
CheckDataIntegrity.dll
ComIECFunctions.dll
ComModbusFunctions.dll
ComStdFunctions.dll
DateTimeProcessing.dll
SafeValuesDataUpdate.dll
SimpleVerifyDataStatuses.dll
SummaryCheckCRC. dll
ValuesDataProcessing.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 10.5
Цифровой идентификатор ПО
eb1984e0072acfe 1c797269b9db15476
e021cf9c974dd7ea91219b4d 4754d5c7
be77c5655c4f19f89a1b41263a16ce27
ab65ef4b617e4f786cd87b4a560fc917
ec9a86471f3713e60c1dad05 6cd6e373
d1c26a2f55c7fecff5caf8b1 c056fa4d
b6740d3419a3bc1a42763860bb6fc8ab
61c1445bb04c7f9bb4244d4a 085c6a39
efcc55e91291da6f80597932 364430d5
013e6fe 1081a4cf0c2de95f1 bb6ee645
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ ООО «ГРК «Быстринское»
Номер ИИК
Наименование объекта учета
Средство измерений
Источник точного времени
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
Вид СИ
Тип, метрологические характеристики, Рег. №
Границы интервала основной погрешности, (±6), %,
Границы интервала погрешности, в рабочих условиях (±6),%
1
2
3
4
5
6
7
8
1
ПС 35 кВ Посёлок, Ввод 35 кВ Т-1
ТТ
VIS WI 400/5; кл.т. 0,5S Рег. № 37750-08
СТВ-01 Рег. № 49933-12
Активная
Реактивная
1,1
2,7
3,2
5,4
ТН
VGM 35000/^3/100/^3, кл.т. 0,5 Рег. № 40355-09
Электросчетчик
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
2
ПС 35 кВ Посёлок, Ввод 35 кВ Т-2
ТТ
VIS WI 400/5; кл.т. 0,5S Рег. № 37750-08
Активная
Реактивная
1,1
2,7
3,2
5,4
ТН
VGM 35000/^3/100/^3, кл.т. 0,5 Рег. № 40355-09
Электросчетчик
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
1
2
3
4
5
6
7
8
3
ПС 110 кВ Промплощадка, Ввод 110 кВ Т-1
ТТ
ICTB-0,66 600/5; кл.т. 0,2S Рег. № 52792-13
СТВ-01 Рег. № 49933-12
Активная
Реактивная
0,7
1,5
2,2
4,1
ТН
EMF 52-170 110000/^3/100/^3, кл.т. 0,2 Рег. № 47847-11
Электросчетчик
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
4
ПС 110 кВ Промплощадка, Ввод 110 кВ Т-2
ТТ
ICTB-0,66 600/5; кл.т. 0,2S Рег. № 52792-13
Активная
Реактивная
0,7
1,5
2,2
4,1
ТН
EMF 52-170 110000/^3/100/^3, кл.т. 0,2 Рег. № 47847-11
Электросчетчик
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
5
ПС 110 кВ Быстринская, РУ-10 кВ, яч. №5
ТТ
LZZBJ9-10A-2C2G 300/5, кл.т. 0,5S Рег. № 48110-11
Активная
Реактивная
1,1
2,7
3,4
6,9
ТН
JDZX9-10G1 10000/^3/100/^3, кл.т. 0,5 Рег. № 48111-11
Электросчетчик
A1805RALQ-P4GB-DW-4
кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06
1
2
3
4
5
6
7
8
6
ПС 110 кВ Быстринская, РУ-10 кВ, яч. №7
ТТ
LZZBJ9-10A-2C2G 300/5, кл.т. 0,5S Рег. № 48110-11
СТВ-01 Рег. № 49933-12
Активная
Реактивная
1,1
2,7
3,4
6,9
ТН
JDZX9-10G1 10000/^3/100/^3, кл.т. 0,5 Рег. № 48111-11
Электросчетчик
A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06
7
ПС 110 кВ Быстринская, РУ-10 кВ, яч. №2
ТТ
LZZBJ9-10A-2C2G 100/5, кл.т. 0,5S Рег. № 48110-11
Активная
Реактивная
1,1
2,7
3,4
6,9
ТН
JDZX9-10G1 10000/\3/100/\3, кл.т. 0,5 Рег. № 48111-11
Электросчетчик
A1805RALQ-P4GB-DW-4
кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06
8
ПС 110 кВ Быстринская, РУ-10 кВ, яч. №3
ТТ
LZZBJ9-10A-2C2G 150/5, кл.т. 0,5S Рег. № 48110-11
Активная
Реактивная
1,1
2,7
3,4
6,9
ТН
JDZX9-10G1 10000/^3/100/^3, кл.т. 0,5 Рег. № 48111-11
Электросчетчик
A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ПС 110 кВ Быстринская, РУ-10 кВ, яч. №16
ТТ
LZZBJ9-10A-2C2G 300/5, кл.т. 0,5S Рег. № 48110-11
СТВ-01 Рег. № 49933-12
Активная
Реактивная
1,1
2,7
3,4
6,9
ТН
JDZX9-10G1 10000/^3/100/^3, кл.т. 0,5 Рег. № 48111-11
Электросчетчик
A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06
10
ПС 110 кВ Быстринская, РУ-10 кВ, яч. №17
ТТ
LZZBJ9-10A-2C2G 200/5, кл.т. 0,5S Рег. № 48110-11
Активная
Реактивная
1,1
2,7
3,4
6,9
ТН
JDZX9-10G1 10000/\3/100/\3, кл.т. 0,5 Рег. № 48111-11
Электросчетчик
A1805RALQ-P4GB-DW-4
кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06
11
ПС 110 кВ Быстринская, РУ-10 кВ, яч. №18
ТТ
LZZBJ9-10A-2C2G 100/5, кл.т. 0,5S Рег. № 48110-11
Активная
Реактивная
1,1
2,7
3,4
6,9
ТН
JDZX9-10G1 10000/^3/100/^3, кл.т. 0,5 Рег. № 48111-11
Электросчетчик
A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06
1
2
3
4
5
6
7
8
12
ПС 110 кВ Быстринская, РУ-10 кВ, яч. №22
ТТ
LZZBJ9-10A-2C2G 300/5, кл.т. 0,5S Рег. № 48110-11
СТВ-01 Рег. № 49933-12
Активная
Реактивная
1,1
2,7
3,4
6,9
ТН
JDZX9-10G1 10000/^3/100/^3, кл.т. 0,5 Рег. № 48111-11
Электросчетчик
A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTc(sU), с
±5
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.
3 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик.
4 Допускается замена источника точного времени на аналогичные утвержденных типов
5 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
6 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений.
7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование параметра
Значение
Количество измерительных каналов
12
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
от 99 до101
- сила тока, % от Ihom
от 100 до 120
- частота, Гц
от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9
0,9
температура окружающей среды, °С: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ 31819.22-2012
от +21 до +25
ГОСТ Р 52323-05
от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 31819.23-2012
от +21 до +25
ГОСТ 26035-83
от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
от 90 до 110
-сила тока, % от Ihom:
от 2 до 120
- частота, Гц
от 49,5 до 50,5
- коэффициент мощности cos9
0,8 емк
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН
от -40 до +70
- для счетчиков
от 0 до +30
- для СТВ-01
от +15 до +20
- для сервера
от +15 до +20
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
СЭТ-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч
165 000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
120 000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
2
СТВ-01:
- среднее время наработки на отказ, ч
100 000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
1
Сервер ИВК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
80 000
- среднее время восстановления работоспособности, ч,
1
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
113,7
- при отключении питания, лет, не менее
10
Сервер АИИС КУЭ:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии
средств измерений, лет, не менее
3,5
В журналах событий счетчика фиксируются факты:
журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счётчике;
- пропадание напряжения пофазно;
Защищённость применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
наличие защиты информации на программном уровне при хранении, передаче, параметрировании:
- пароль на счётчике электрической энергии;
- пароль на сервере АИИС КУЭ.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- сервере АИИС КУЭ (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом
цифровой печати.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Кол-во
Измерительный трансформатор напряжения
VGM
6
Измерительный трансформатор напряжения
EMF 52-170
6
Измерительный трансформатор напряжения
JDZX9-10G1
6
Измерительный трансформатор тока
VIS WI
6
Измерительный трансформатор тока
ICTB-0,66
6
Измерительный трансформатор тока
LZZBJ9-10A-2C2G
24
Счетчик активной и реактивной электрической энергии
СЭТ-4ТМ.03М.01
4
Счетчик активной и реактивной электрической энергии
A1805RALQ-P4GB-DW-4
8
Программное обеспечение
Пирамида 2.0
1
Комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01
СТВ-01
1
Формуляр
ВЛСТ 1229.00.000 ФО
1
Сведения о методах измерений
Метод измерений приведен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГРК «Быстринское», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.02.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем Основные положения
[category] =>
[brand] => ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 001
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Приборы для измерений артериального давления и частоты пульса цифровые
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84036-21
[name] => Приборы для измерений артериального давления и частоты пульса цифровые
[model] =>
[brand_full] => Фирма "Nihon Seimitsu Sokki Co., Ltd.", Япония; Завод-изготовитель Фирма "NISSEI PRECISION INSTRUMENTS (SUZHOU) CO., LTD", КНР
[preview_text] => Приборы для измерений артериального давления и частоты пульса цифровые (далее -приборы) предназначены для измерений систолического и диастолического артериального давления крови и частоты пульса осциллометрическим методом.
[page_header] => Приборы для измерений артериального давления и частоты пульса цифровые
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84036-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84036-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84036-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84036-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84036-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84036-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84036-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Приборы для измерений артериального давления и частоты пульса цифровые (далее -приборы) предназначены для измерений систолического и диастолического артериального давления крови и частоты пульса осциллометрическим методом.
Описание
Принцип действия приборов основан на анализе изменений осцилляций давления воздуха в манжете при плавном снижении его величины. Частота пульса определяется как среднее значение частоты осцилляций давления в манжете за несколько периодов сердечных сокращений.
Приборы состоят из корпуса с жидкокристаллическим дисплеем, внутри которого находится датчик давления, компрессор и узел обработки сигнала пульсовой волны. Манжета представляет собой пневматическую камеру в чехле с застежкой для её фиксации на руке или запястье. Приборы после включения питания автоматически осуществляют самотестирование, установку нуля канала измерений давления в манжете, индикацию заряда элементов питания и ошибок, возникающих в процессе измерения.
Приборы выпускаются в следующих исполнениях: DS-500, WS-1000 и WS-C2, отличающихся внешним видом, местом расположения манжеты и диапазонами измерений частоты пульса.
Общий вид приборов представлен на рисунках 1-3.
Рисунок 1 - общий вид исполнения WS-1000 Рисунок 2 - общий вид исполнения WS-C2
Рисунок 3 - общий вид исполнения DS-500
Пломбирование средств измерений от несанкционированного доступа не предусмотрено.
Нанесение знака поверки на приборы не предусмотрено.
Заводской номер средства измерений наносится на корпус при помощи наклейки.
Программное обеспечение
Приборы имеют внутреннее ПО. Внутреннее ПО является метрологически значимым и используется для преобразований давления пульсовых волн в цифровой код, для последующего хранения результатов и вывода их на дисплей. Конструкция приборов исключает возможность несанкционированного влияния на ПО приборов. Уровень защиты программного обеспечения «Высокий» в соответствии с Р50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
DS-500
WS-1000
WS-C2
Идентификационное наименование ПО
NH227
NH223
NH295
Номер версии (идентификационный номер) ПО
V2
V3
-
Цифровой идентификатор ПО
Не используется
Не используется
Не используется
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики приборов приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименования характеристики
Значение
Диапазон показаний давления воздуха в манжете, мм рт. ст.
от 0 до 300
Диапазон измерений давления воздуха в манжете, мм рт. ст.
от 40 до 250
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений давления воздуха в манжете, мм рт. ст.
±3
Диапазон измерений частоты пульса, мин-1 - DS-500 и WS-1000 - WS-C2
от 40 до 160
от 30 до 199
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений частоты пульса, %
±5
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименования характеристики
Значение
Напряжение питания, В - DS-500
- WS-C2, WS-1000
6
3
Длина обхвата манжетой, см
- DS-500 (длинна обхвата плеча)
- WS-C2 (длинна обхвата запястья)
- WS-1000 (длинна обхвата запястья)
от 22 до 32 от 12,5 до 22,5 от 12,5 до 21,5
Количество результатов измерений, возможное записать в память устройств, ед.
- DS-500, WS-1000
- WS-C2
2x30
2x60
Источник питания
4 элемента питания типа АА или сетевой адаптер для WS-500; 2 элемента питания типа ААА для WS-C2 и WS-1000
Масса (без учета элементов питания) г, не более
- DS-500
- WS-C2
- WS-1000
260
100
118
Габаритные размеры, мм (длина x ширина x высота) без учета манжеты, не более
- DS-500
- WS-C2
- WS-1000
152,0x104,0x61,0
64,0x88,0x26,4
70,0x70,0x30,0
Условия эксплуатации:
- Температура окружающего воздуха, оС
- Относительная влажность, %,
от +10 до +40 не более 85
Условия хранения:
- DS-500, WS-1000
Температура окружающего воздуха, оС
Относительная влажность, %,
- WS-C2
Температура окружающего воздуха, оС
Относительная влажность, %,
от минус 20 до плюс 50
не более 85
от минус 20 до плюс 60
от 10 до 95
Знак утверждения типа
наносится при помощи наклейки на заднюю панель прибора (для исполнения DS-500) типографским способом на манжете (для исполнений WS-1000 и WS-C2) и (или) на руководство по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность приборов
Наименование
Обозначение
Кол-во
Примечание
Прибор
DS-500, WS-1000 или WS-C2
1
-
Футляр для хранения
-
1
Для исполнения WS-C2 и WS-1000
Манжета
-
1
Для всех исполнений
Комплект батарей
-
1
Для всех исполнений
Адаптер сетевой
-
1
Для исполнения DS-500
Руководство по эксплуатации
-
1
Для всех исполнений
Гарантийный талон
-
1
Для всех исполнений
Упаковка
-
1
Для всех исполнений
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Порядок измерения» в руководстве по эксплуатации для DS-500 и WS-1000. В разделе 9 руководства по эксплуатации для WS-C2
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
ГОСТ 31515.1-2012 Сфигмоманометры (измерители артериального давления)
неинвазивные. Часть 1. Общие требования
ГОСТ 31515.3-2012 Сфигмоманометры (измерители артериального давления)
неинвазивные. Часть 3. Дополнительные требования к электромеханическим системам измерения давления крови
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29 июня 2018 г. № 1339 Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений избыточного давления до 4000 МПа
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 декабря 2019 г. № 3464 Об утверждении государственной поверочной схемы для электродиагностических средств измерений медицинского назначения
Техническая документация фирмы Nihon Seimitsu Sokki Co.,Ltd.
[category] =>
[brand] => Фирма "Nihon Seimitsu Sokki Co., Ltd.", Япония
[country] => КИТАЙ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 40504
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 6
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 40503
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 1
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Установка автоматизированного неразрушающего контроля качества нанесения никель-хромовых покрытий на сборочные единицы КС ЖРД 14Д23
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84038-21
[name] => Установка автоматизированного неразрушающего контроля качества нанесения никель-хромовых покрытий на сборочные единицы КС ЖРД 14Д23
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Технический Центр "Эталон" (ООО "НТЦ "Эталон"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Установка автоматизированного неразрушающего контроля качества нанесения никель -хромовых покрытий на сборочные единицы КС ЖРД 14Д23 (далее - установка) предназначена для измерений амплитуд эхо-сигналов от поверхностных и подповерхностных дефектов хром-никелевых покрытий, измерений координаты и угла поворота первичных преобразователей.
[page_header] => Установка автоматизированного неразрушающего контроля качества нанесения никель-хромовых покрытий на сборочные единицы КС ЖРД 14Д23
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84038-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84038-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84038-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84038-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84038-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84038-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Установка автоматизированного неразрушающего контроля качества нанесения никельхромовых покрытий на сборочные единицы КС ЖРД 14Д23 (далее - установка) предназначена для измерений амплитуд эхо-сигналов от поверхностных и подповерхностных дефектов хромникелевых покрытий, измерений координаты и угла поворота первичных преобразователей.
Описание
Принцип действия установки основан на возбуждении ультразвуковых колебаний в материале контролируемого объекта и приеме ультразвуковых колебаний, отраженных от дефектов и границ раздела сред.
Конструктивно установка состоит из:
- корпуса установки;
- блока дефектоскопического;
- комплекта первичных преобразователей;
- устройства позиционирования первичных преобразователей;
- устройства поворотно-центрирующего;
- комплекта систем обеспечения контроля;
- блока управления и питания.
Установка данного типа имеет зав. № 001.
О бщий вид и место маркировки установки представлены на рисунке 1.
Пломбирование установки не предусмотрено.
Знак поверки на установку не наносится.
Устройство позиционирования первичных преобразователей
Корпус установки
Устройство поворотно-центрирующее
Блок управления и питания
Рисунок 1 - Общий вид и место маркировки установки
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) «Программное обеспечение установки автоматизированного неразрушающего контроля качества нанесения никель-хромовых покрытий на сборочные единицы КС ЖРД 14Д23» позволяет реализовать следующие режимы работы:
- подготовка к контролю;
- проведение контроля;
- формирование протокола контроля.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Программное обеспечение установки
автоматизированного неразрушающего
контроля качества нанесения никельхромовых покрытий на сборочные
единицы КС ЖРД 14Д23
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.0
Цифровой идентификатор ПО
—
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений координаты положения первичных преобразователей, мм
от 54 до 190
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений координаты положения первичных преобразователей, мм
±0,5
Диапазон измерений угла поворота первичных
преобразователей, °
от 0 до 360
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла поворота первичных преобразователей, °
±2
Диапазон измерений отношения амплитуд сигналов на входе приёмника установки, дБ
от 0 до 30
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений отношения амплитуд сигналов на входе приёмника, дБ
±2
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Типы выявляемых дефектов
Поверхностные и подповерхностные с раскрытием 100 мкм и более
Габаритные размеры объекта контроля, мм - диаметр - высота
180
356
Габаритные размеры, мм, не более - длина - ширина - высота
1450
820
1840
Масса, кг, не более
380
Напряжение сети питания, В
от 210 до 230
Частота напряжения сети питания, Гц
от 48,75 до 51,25
Потребляемая мощность, ВА, не более
2500
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, С°
- относительная влажность окружающего воздуха при температуре 25 С°, %, не более
от +15 до +35
80
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта методом печати.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность установки
Наименование
Обозначение
Количество
1. Установка автоматизированного неразрушающего контроля качества нанесения никель-хромовых покрытий на сборочные единицы КС ЖРД 14Д23, в составе:
1.1 Корпус установки автоматизированного
неразрушающего контроля качества нанесения никель-хромовых покрытий на сборочные единицы КС ЖРД 14Д23
1.1.1 Каркас несущий
1.1.2 Каркас внутренний
1.1.3 Кронштейн панели оператора
1.2 Устройство позиционирования первичных преобразователей
1.2.1 Механизм перемещения преобразователей по оси Z
1.2.2 Механизм переключения пар
преобразователей
1.2.3 Механизм перемещения преобразователей
1.3 Устройство поворотно-центрирующее
1.3.1 Узел прижимной
1.3.2 Уплотнитель кольцевой
1.3.3 Проставка кольцевая
1.3.4 Вспомогательный столик
1.4 Блок дефектоскопический
1.4.1 Дефектоскоп СПКП
1.4.2 Панель коммутационная
1.4.3 Ультразвуковой дефектоскоп на фазированных решетках
1.4.4 Комплект многоэлементных ультразвуковых преобразователей
1.5 Комплект первичных преобразователей
1.5.1 Первичный преобразователь продольно ориентированный
1.5.2 Первичный преобразователь поперечно ориентированный
1.6 Комплект систем обеспечения контроля
1.6.1 Система видеофиксации
1.6.2 Система подсветки рабочей зоны
1.6.3 Система подачи иммерсионной жидкости
зав. № 001
1 шт.
ЕРКД.301244.005
1 шт.
ЕРКД.301241.008
1 шт.
ЕРКД.301241.009
1 шт.
ЕРКД.301241.007
1 шт.
ЕРКД.412211.201
1 шт.
ЕРКД.442521.004
1 шт.
ЕРКД.304119.001
1 шт.
ЕРКД.304137.001
1 шт.
ЕРКД.412211.202
1 шт.
ЕРКД.304272.001
3 шт.
-
1 шт.
-
1 шт.
-
1 шт.
ЕРКД.412211.203
1 шт.
ЕРКД.412235.002
1 шт.
ЕРКД.467144.001
1 шт.
-
1 шт.
-
1 шт.
ЕРКД.412211.204
1 шт.
-
2 шт.
-
2 шт.
ЕРКД.421415.002
1 шт.
-
1 шт.
-
1 шт.
ЕРКД.421415.003
1 шт.
Продолжение таблицы 4
Наименование
Обозначение
Количество
1.7 Блок управления и питания
ЕРКД.421417.007
1 шт.
1.7.1 Панель оператора
BR Automation Panel
5000 21.5
1 шт.
1.7.2 Компьютер промышленный
iROBO-3000-00-i6-G4
1 шт.
1.7.3 Шкаф силовой
ЕРКД.566115.001
1 шт.
1.7.4 Блок управления
ЕРКД.421417.005
1 шт.
1.8 Комплект рабочих и настроечных образцов
ЕРКД.766623.006
1 шт.
1.8.1 Комплект образцов рабочих
ЕРКД.766619.015
4 шт.
1.8.2 Образец настроечный
ЕРКД.766619.016
1 шт.
1.8.3 Имитатор объекта контроля
-
1 шт.
1.9 Комплект ЗИП-О
ЕРКД.412923.006
1 шт.
1.10 Программное обеспечение на CD-диске
ЕРКД.00046-01
1 шт.
2 Паспорт
ЕРКД.412211.200 ПС
1 экз.
3 Руководство по эксплуатации
ЕРКД.412211.200 РЭ
1 экз.
4 Формуляр на ПО
ЕРКД.00046-01 30 01
1 экз.
5 Руководство оператора на ПО
ЕРКД.00046-01 34 01
1 экз.
6 Методика поверки
651-21-055 МП
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Установка автоматизированного неразрушающего контроля качества нанесения никель-хромовых покрытий на сборочные единицы КС ЖРД 14Д23. Руководство по эксплуатации. ЕРКД.412211.200 РЭ», раздел 2 «Использование по назначению».
Нормативные документы
Приказ Росстандарта №3383 от 30.12.2019 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений ослабления напряжения постоянного тока и электромагнитных колебаний в диапазоне частот от 20 Гц до 178,4 ГГц»
Приказ Росстандарта №2840 от 29.12.2018 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений длины в диапазоне от 1-10-9 до 100 м и длин волн в диапазоне от 0,2 до 50 мкм»
Приказ Росстандарта №2482 от 26.11.2018 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений плоского угла»
ЕРКД.412211.200ТУ Установка автоматизированного неразрушающего контроля качества нанесения никель-хромовых покрытий на сборочные единицы КС ЖРД 14Д23. Технические условия
[category] =>
[brand] => ООО "НТЦ "Эталон", г.С.-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 001
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Универсам "Сормовский"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84037-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Универсам "Сормовский"
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Универсам «Сормовский» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Универсам "Сормовский"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84037-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84037-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84037-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84037-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Универсам «Сормовский» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и оформление отчетных документов.
Сервер БД обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц (предприятий потребителей, сетевых организаций, смежных субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) и др.), получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Сервер БД по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от навигационных систем ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО «АльфаЦЕНТР»
Библиотека ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
1
"аблица 2 - Состав ИК АИ
ИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСВ
Основная погрешность, %
Погрешность в рабочих условиях, %
1
ВРУ-0,4 кВ Универсам Сормовский, I С.Ш., Ввод №1 0,4 кВ
ТТИ-40
Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 28139-04
—
ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18
УСВ-3 Рег. № 64242-16
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
2
ВРУ-0,4 кВ Универсам Сормовский, II С.Ш., Ввод №2 0,4 кВ
ТТИ-40
Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 28139-04
—
ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
3
ВРУ-0,4 кВ Универсам Сормовский, Ввод №3 0,4 кВ
ТТИ-30
Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 28139-04
—
ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
4
ВРУ-0,4 кВ Универсам Сормовский, Ввод №4 0,4 кВ
ТТИ-30
Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 28139-04
—
ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
5
ТП 6 кВ №3513, РУ-0,4 кВ, I С.Ш. 0,4 кВ, Яч.5
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 71031-18
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,9
±6,8
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
±5
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8инд, 1=0,05^1ном для ИК №1-4, 1=0,02^1ном для ИК №5 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 °C до +60 °C.
4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5. Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденного типа.
7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
5
Нормальные условия:
- параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos ф
- температура окружающей среды, C
99 до 101
100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25
Условия эксплуатации:
- параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
для ИК №1-4
для ИК №5
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ, C
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков электроэнергии, C
- температура окружающей среды в месте расположения УСВ, C
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера, C
от 90 до 110
от 5 до 120
от 2 до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,5 до 50,5 от -45 до +40
от -40 до +60 от -25 до +60
от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики электроэнергии:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
165000 2
45000
2
70000
1
Глубина хранения информации
Счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
113
40
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени:
- счетчиков (функция автоматизирована);
- сервера БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформаторы тока
ТТИ-40
6 шт.
Трансформаторы тока
ТТИ-30
6 шт.
Трансформаторы тока
Т-0,66 У3
3 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05МД.05
4 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
1 шт.
Устройство синхронизации времени
УСВ-3
1 шт.
Программное обеспечение
«АльфаЦЕНТР»
1 шт.
Паспорт-формуляр
РЭСС.411711.АИИС.863 ПФ 1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Универсам «Сормовский», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
[category] =>
[brand] => АО "РЭС Групп", г.Владимир
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 863
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1255
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84078-21
[name] => Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1255
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "Транснефть-Метрология" (АО "Транснефть-Метрология"), г. Москва
[preview_text] => Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1255 (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефтепродуктов.
[page_header] => Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1255
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84078-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84078-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84078-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84078-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1255 (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефтепродуктов.
Описание
Принцип действия СИКН основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих от счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ), преобразователей давления, температуры и плотности.
СИКН состоит из:
- блока измерительных линий (далее - БИЛ), состоящего из трех рабочих измерительных линий (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ;
- блока измерений показателей качества (далее - БИК);
- блока трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ);
- СОИ.
Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав СИКН:
- расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS x400 модификации OPTIMASS 2400C (регистрационный номер в ФИФОЕИ 53804-13);
- датчики давления Метран-150 модели 150TG (регистрационный номер в ФИФОЕИ 32854-13);
- термопреобразователи сопротивления серии TR модификации TR12-B в комплекте с вторичным преобразователем T32.1S (регистрационный номер в ФИФОЕИ 71870-18);
- преобразователь плотности и расхода CDM (регистрационный номер в ФИФОЕИ 63515-16);
- преобразователь давления измерительный АИР-20/М2 модификации АИР-20/М2-Н (регистрационный номер в ФИФОЕИ 63044-16);
- преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационный номер в ФИФОЕИ 14061-99);
- датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный номер в ФИФОЕИ 63889-16);
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 исполнения 3400 C (регистрационный номер в ФИФОЕИ 57762-14);
- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB (регистрационный номер в ФИФОЕИ 62207-15);
- датчик температуры Rosemount 3144Р (регистрационный номер в ФИФОЕИ 63889-16);
- комплекс измерительно-вычислительный ТН-01 модификации 01 (регистрационный номер в ФИФОЕИ 67527-17);
- контроллер программируемый логический REGUL R500 (регистрационный номер в ФИФОЕИ 63776-16).
Автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ) входит в состав СОИ.
СИКН выполняет следующие основные функции:
- измерение в автоматическом режиме массового расхода и массы нефтепродуктов;
- измерение в автоматическом режиме температуры, давления и плотности нефтепродуктов;
- контроль метрологических характеристик и поверка СРМ на месте эксплуатации;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефтепродуктов;
- формирование и хранение журнала событий;
- защиту системной информации от несанкционированного доступа.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на СИ, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок». Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Заводской номер СИКН нанесен на маркировочную табличку, установленную на площадке СИКН и типографским способом в инструкции по эксплуатации СИКН. Формат нанесения заводского номера - числовой.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в ИВК и АРМ оператора.
ПО АРМ оператора не содержит метрологически значимой части.
Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров системой идентификации пользователя.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Anal ogC onverter. app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.2.2.1
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
d1d130e5
Идентификационное наименование ПО
SIKNCalc.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.2.2.1
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
6ae1b72f
Идентификационное наименование ПО
Sarasota.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.18
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
1994df0b
Идентификационное наименование ПО
PP 78xx.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.20
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
6aa13875
Идентификационное наименование ПО
MI1974.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.6.1.11
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
4bc442dc
Идентификационное наименование ПО
MI3233.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.28
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
58049d20
Идентификационное наименование ПО
MI3265.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.6.1.3
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
29c26fcf
Идентификационное наименование ПО
MI3266
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.6.1.6
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
4c134dd0
Идентификационное наименование ПО
MI3267.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.6.1.5
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
5e6ec20d
Идентификационное наименование ПО
MI3287.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.6.1.4
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
86fff286
Продолжение таблицы 1
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
MI3312.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.30
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
f3578252
Идентификационное наименование ПО
MI3380.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.6.1.12
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
e2edee82
Идентификационное наименование ПО
KMH PP.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.17
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
5b181d66
Идентификационное наименование ПО
KMH PP AREOM.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.3.3.1
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
62b3744e
Идентификационное наименование ПО
MI2816.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.5
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
c5136609
Идентификационное наименование ПО
MI3151.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.21
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
c25888d2
Идентификационное наименование ПО
MI3272.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.50
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
4ecfdc10
Идентификационное наименование ПО
KMH MPR MPR.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.4
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
82dd84f8
Идентификационное наименование ПО
MI3288.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.14
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
c14a276b
Идентификационное наименование ПО
MI3155.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.30
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
8da9f5c4
Продолжение таблицы 1
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
MI3189.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.21
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
41986ac5
Идентификационное наименование ПО
KMH PV.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.2.1
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
adde66ed
Идентификационное наименование ПО
KMH PW.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.2
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
2a3adf03
Идентификационное наименование ПО
MI2974.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.21
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
c73ae7b9
Идентификационное наименование ПО
MI3234.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.34
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
df6e758c
Идентификационное наименование ПО
GOSTR8908.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.33
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
37cc413a
Примечание - допускается ограничивать количество программных модулей ИВК в зависимости от функционального назначения СИКН.
Цифровой идентификатор ПО представлен в шестнадцатеричной системе счисления в виде буквенноцифрового кода, регистр букв при этом может быть представлен в виде заглавных или прописных букв, при этом значимым является номинал и последовательность расположения цифр и букв.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений массового расхода нефтепродуктов, т/ч
от 240 до 860*
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов, %
±0,25 (±0,2**)
* Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки и не может превышать максимальный диапазон измерений.
* * При измерении массы нефтепродуктов только контрольно-резервной ИЛ.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Измеряемая среда
Дизельное топливо по ГОСТ 32511
Температура измеряемой среды, °С
от -5 до + 40
Давление измеряемой среды, МП
от 0,4 до 6,3
Физико-химические свойства измеряемой среды:
- плотность в рабочем диапазоне температур, кг/м3
от 800 до 860
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Г ц
220+22/380+38
-33 -5 7
50±1
Условия эксплуатации СИКН:
а) температура окружающей среды, °С:
- в месте установки БИЛ
- в месте установки БИК, СОИ
б) относительная влажность в месте установки СОИ, %
в) атмосферное давление, кПа
от -40 до +45
от +10 до +35
от 30 до 80
от 84,0 до 106,7
Режим работы
непрерывный
Средний срок службы, лет, не менее
25
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность СИКН
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1255, заводской № 1255
_
1 шт.
Инструкция по эксплуатации
_
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Инструкция. Масса нефтепродуктов. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1255 ЛПДС «Стальной Конь» Брянского районного управления АО «Транснефть - Дружба», свидетельство об аттестации методики измерений № 358-RA.RU.312546-2023 от 12.07.2023, номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312546.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
[category] =>
[brand] => АО "Транснефть - Метрология", г. Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 1255
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 4
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 4
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ ООО "Бобровский сырзавод" 2 очередь
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84077-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ ООО "Бобровский сырзавод" 2 очередь
[model] =>
[brand_full] => Закрытое акционерное общество "РеконЭнерго" (ЗАО "РеконЭнерго"), г. Воронеж
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Бобровский сырзавод» 2 очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ ООО "Бобровский сырзавод" 2 очередь
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84077-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84077-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84077-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84077-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Бобровский сырзавод» 2 очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК)
ООО «Бобровский сырзавод» 2 очередь, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (УССВ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС). УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится 1 раз в сутки при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±2 с. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики_________________
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УССВ/ Сервер
Основная погрешность, %
Погрешность в рабочих условиях, %
1
РП-10 кВ, РУ-10 кВ Ввод 1
ТОЛ-СВЭЛ Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 70106-17
ЗНОЛП-СВЭЛ
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/^3:100/^3
Рег. № 67628-17
Меркурий 234 ARTM-00 PB.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
УССВ-2 Рег. № 54074-13 /HP DL160 Gen8
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±3,4
±5,8
2
РП-10 кВ, РУ-10 кВ Ввод 2
ТОЛ-СВЭЛ Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 70106-17
ЗНОЛП-СВЭЛ
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/^3:100/^3
Рег. № 67628-17
Меркурий 234 ARTM-00 PB.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±3,4
±5,8
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
±5
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 2 от 0 до плюс 40 °C.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
5 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
2
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином
от 99 до 101
- ток, % от 1ном
от 100 до 120
- частота, Гц
от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9
0,9
- температура окружающей среды, оС
от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином
от 90 до 110
- ток, % от 1ном
от 2 до 120
- коэффициент мощности
от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц
от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС
от -60 до +55
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС
от -45 до +70
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС
от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика Меркурий 234 ARТM-00 PB.G
220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
114
- при отключении питания, лет, не менее
45
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Т ип/Обозначение
Количество, шт./Экз.
Трансформатор тока
ТОЛ-СВЭЛ
6
Трансформатор напряжения
ЗНОЛП-СВЭЛ
6
Счётчик электрической энергии многофункциональный
Меркурий 234 ARТM-00 PB.G
2
Устройство синхронизации системного времени
УССВ-2
1
Программное обеспечение
«АльфаЦЕНТР»
1
Методика поверки
МП 064-2021
1
Паспорт-Формуляр
РЭ.030.0064.ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Бобровский сырзавод» 2 очередь, аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 055
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Энерго" (АО "Куйбышевский НПЗ"), 2 очередь
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84076-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Энерго" (АО "Куйбышевский НПЗ"), 2 очередь
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "РН-Энерго" (ООО "РН-Энерго"), Московская обл., г. Красногорск
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (АО «Куйбышевский НПЗ»), 2 очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Энерго" (АО "Куйбышевский НПЗ"), 2 очередь
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84076-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84076-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84076-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84076-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (АО «Куйбышевский НПЗ»), 2 очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, передача информации на АРМ энергоснабжающей организации.
От АРМ энергоснабжающей организации информация направляется в программноаппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не реже одного раза в сутки, корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения часов сервера с УСВ.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раз в сутки), корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (АО «Куйбышевский НПЗ»), 2 очередь.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 15.07
Цифровой идентификатор ПО
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УСВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±3), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±3), %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
ПС 35 кВ ГПП-1 КНПЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 1
ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т 0,5 1500/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С
ЗНОЛ-СЭЩ-6
Кл.т 0,5 6000/^3/100/^3
Рег. № 35956-07
Фазы: А; В; С
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
УСВ-2 Рег. № 82570-21
HP Proliant DL360 Gen9
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,2
5,5
2
ПС 35 кВ ГПП-1 КНПЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 17
ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т 0,5 1500/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С
ЗНОЛ-СЭЩ-6
Кл.т 0,5 6000/^3/100/^3
Рег. № 35956-07
Фазы: А; В; С
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,2
5,5
3
ПС 35 кВ ГПП-1 КНПЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 24, КЛ-6 кВ ф. 2
ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т 0,5 300/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С
ЗНОЛ-СЭЩ-6
Кл.т 0,5 6000/^3/100/^3 Рег.№ 35956-07 Фазы: А; В; С
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,2
5,5
4
ПС 35 кВ ГПП-1 КНПЗ, РУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. 37, КЛ-6 кВ ф. 5
ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т 0,5 300/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С
ЗНОЛ-СЭЩ-6
Кл.т 0,5 6000/^3/100/^3
Рег. № 35956-07
Фазы: А; В; С
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,2
5,5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
5
ПС 110 кВ ГПП-2 КНПЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. ввод № 1 Т-1
ТЛШ-10
Кл.т 0,5S 1500/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С
НАМИТ-10-2
Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
УСВ-2 Рег. № 82570-21
HP Proliant DL360 Gen9
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
6
ПС 110 кВ ГПП-2 КНПЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. ввод № 2 Т-2
ТЛШ-10
Кл.т 0,5S 1500/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С
НАМИТ-10-2
Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
7
ПС 110 кВ ГПП-2 КНПЗ, РУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. ввод № 3 Т-1
ТЛШ-10
Кл.т 0,5S 1500/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С
НАМИТ-10-2
Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
8
ПС 110 кВ ГПП-2 КНПЗ, РУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. ввод № 4 Т-2
ТЛШ-10У3 Кл.т 0,5S 1500/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С
НАМИТ-10-2
Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
9
ПС 110 кВ ГПП-3 КНПЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. ввод № 1 Т-1
ТЛШ-10У3 Кл.т 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С
НАМИТ-10-2
Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
10
ПС 110 кВ ГПП-3 КНПЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. ввод № 2 Т-2
ТЛШ-10
Кл.т 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С
НАМИТ-10-2
Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
11
ПС 110 кВ ГПП-3 КНПЗ, РУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. ввод № 3 Т-1
ТЛШ-10
Кл.т 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С
НАМИТ-10-2
Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
УСВ-2 Рег. № 82570-21
HP Proliant DL360 Gen9
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
12
ПС 110 кВ ГПП-3 КНПЗ, РУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. ввод № 4 Т-2
ТЛШ-10
Кл.т 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С
НАМИТ-10-2
Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
13
ТП-39 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ СВГК
ТТЭ-А Кл.т 0,5S 10/5 Рег. № 67761-17 Фазы: А; В; С
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,2
5,5
14
ТП-58 6 кВ, РУ-0,4 кВ Реагентное хозяйство, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ Швейник
ТТН-Ш
Кл.т 0,5S 75/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,2
5,5
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
15
ПС 110 кВ ГПП-3 (новая) КНПЗ, РУ-110 кВ, КЛ-110кВ Утес-2
ТОГФ-110
Кл.т. 0,2S 400/5
Рег. № 44640-11 Фазы: А; В; С
ЗНОГ-110
Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 23894-12 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17
Активная
Реактивная
0,6
1,1
1,4
2,4
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
16
ПС 110 кВ ГПП-3 (новая) КНПЗ, РУ-110 кВ, КЛ-110кВ Утес-1
ТОГФ-110
Кл.т. 0,2S 400/5
Рег. № 44640-11 Фазы: А; В; С
ЗНОГ-110
Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3
Рег. № 23894-12 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17
УСВ-2 Рег. № 82570-21
HP Proliant DL360 Gen9
Активная
Реактивная
0,6
1,1
1,4
2,4
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)
±5 с
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 5-16 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК указана для тока 5 % от 1ном;
cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество ИК
16
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от ином ток, % от 1ном
от 95 до 105
для ИК №№ 5-16
от 1 до 120
для остальных ИК
от 5 до 120
коэффициент мощности cosф
0,9
частота, Гц
от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С
от +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от ином ток, % от 1ном
от 90 до 110
для ИК №№ 5-16
от 1 до 120
для остальных ИК
от 5 до 120
коэффициент мощности cosф
от 0,5 до 1,0
частота, Гц
от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С
от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
от +10 до +30
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
от +20 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
165000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
220000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
35000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
113
при отключении питания, лет, не менее
40
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
1
2
3
Трансформаторы тока
ТОЛ-СЭЩ-10
12
Трансформаторы тока
ТЛШ-10
24
Трансформаторы тока измерительные
ТТЭ-А
3
Трансформаторы тока
ТТН-Ш
3
Трансформаторы тока
ТОГФ-110
6
Трансформаторы напряжения
ЗНОЛ-СЭЩ-6
9
Трансформаторы напряжения
НАМИТ-10-2
8
1
2
3
Трансформаторы напряжения
ЗНОГ-110
6
Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05МК
14
Счетчики электрической энергии многофункциональные
СЭТ-4ТМ.03М
2
Устройства синхронизации времени
УСВ-2
1
Сервер
HP Proliant DL360 Gen9
1
Формуляр
72122884.4252103.17-
0546.ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РН-Энерго» (АО «Куйбышевский НПЗ»), 2 очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "РН-Энерго", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 001
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Термометры инфракрасные медицинские
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84073-21
[name] => Термометры инфракрасные медицинские
[model] => KWX-106
[brand_full] => Фирма "Hunan Xinlian Medical Technology Cо., LTD", Китай
[preview_text] => Термометры инфракрасные медицинские KWX-106 (далее по тексту - термометры) предназначены для бесконтактных измерений температуры тела человека, а также поверхности твердых тел по их собственному тепловому излучению.
[page_header] => Термометры инфракрасные медицинские KWX-106
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84073-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84073-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84073-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84073-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84073-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84073-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84073-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Термометры инфракрасные медицинские KWX-106 (далее по тексту - термометры) предназначены для бесконтактных измерений температуры тела человека, а также поверхности твердых тел по их собственному тепловому излучению.
Описание
Принцип действия термометров состоит в преобразовании в электрический сигнал тепловой энергии инфракрасного излучения поверхности тела человека или твердых тел. Электрический сигнал подвергается усилению, аналого-цифровому преобразованию и отображению в цифровом виде на экране жидкокристаллического дисплея.
Термометры конструктивно выполнены в пластиковом корпусе, на лицевой стороне которого находятся жидкокристаллический дисплей и управляющие кнопки для включения режима измерений температуры, включения/выключения питания, а также для переключения режима измерений и просмотра данных, сохраненных в памяти термометра. Питание термометров осуществляется от 2-х сменных элементов питания типа «ААА», размещаемых внутри корпуса.
В термометрах предусмотрено 2 рабочих режима измерений:
- «SURFACE» (измерение температуры поверхности твердых тел);
- «BODY» (измерение температуры тела человека);
Фотографии общего вида термометров и место нанесения заводского номера приведены на рисунке 1. Цветовая гамма корпуса термометров может быть изменена по решению Изготовителя в одностороннем порядке.
Рисунок 1 - Общий вид термометров инфракрасных медицинских KWX-106
Пломбирование термометров не предусмотрено. Для термометров инфракрасных медицинских KWX-106 заводской номер наносится в виде наклейки на корпусе термометра. Конструкция средства измерений не предусматривает нанесение знака поверки на средство измерений.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) термометров состоит только из встроенного, метрологически значимого, ПО, которое используется для преобразования и обработки информации, полученной в процессе проведения измерения, загружаемое в термометр на предприятии-изготовителе во время производственного цикла.
Структура встроенного ПО исключает возможность несанкционированного влияния на ПО СИ и измерительную информацию. Идентификационные данные программного обеспечения - отсутствуют.
В соответствии с п.4.3 рекомендации по метрологии Р 50.2.077-2014 уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий».
Идентификационные данные встроенного ПО - отсутствуют.
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики термометров приведены в таблицах 1-2.
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений температуры в режиме «SUFRACE», °C
от 0,0 до +50,0
Диапазон измерений температуры в режиме «BODY», °C
от +35,0 до +42,0
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры в режиме «SUFRACE», °C
±2,0
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры в режиме «BODY», °C:
- в диапазоне от +35,0 до +36,0 °С не включ. и св.+39,0 °С
- в диапазоне от +36,0 до +39,0 °С включ.
±0,3
±0,2
Разрешающая способность (цена единицы младшего разряда), °С
0,1
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Напряжение питания постоянного тока, В
3
Рабочие условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °C
- относительная влажность, %
от +10 до +40 до 95
Габаритные размеры (Длина х Ширина х Высота), мм, не более
156x40x43
Масса (без элемента питания), г, не более
136
Средний срок службы, лет, не менее
5 лет
Средняя наработка на отказ, ч
30000
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом или методом штемпелевания, а также на наклейку, прикрепленную на корпус термометра.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Термометр инфракрасный медицинский
KWX-106
1 шт.
Руководство по эксплуатации (на русском языке)
-
1 экз.
Гарантийный талон
-
1 экз.
Элемент питания (тип ААА)
-
2 шт.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Метод измерения температуры» Руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
ГОСТ 28243-96 Пирометры. Общие технические требования.
ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия.
ГОСТ 8.558-2009 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерения температуры.
Техническая документация фирмы-изготовителя.
[category] => Термометры
[brand] => Фирма "Hunan Xinlian Medical Technology Cо., LTD", Китай
[country] => КИТАЙ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 957
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 18
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 927
(97%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 30
(3%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Манометры деформационные с трубчатой пружиной
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84074-21
[name] => Манометры деформационные с трубчатой пружиной
[model] => PGI
[brand_full] => "WIKA Alexander Wiegand SE & Co.KG", Германия (Завод-изготовитель "WIKA Polska spółka z ograniczoną odpowiedzialnością SGF sp.k.", Польша)
[preview_text] => Манометры деформационные с трубчатой предназначены для измерений избыточного газообразных и жидких измеряемых сред.
[page_header] => Манометры деформационные с трубчатой пружиной PGI
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84074-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84074-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84074-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84074-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/84074-21-0004.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/84074-21-0005.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/84074-21-0006.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84074-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84074-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84074-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84074-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Манометры деформационные с трубчатой пружиной PGI (далее - манометры) предназначены для измерений избыточного и мановакуумметрического давления газообразных и жидких измеряемых сред.
Описание
Принцип действия манометров основан на использовании зависимости между измеряемым давлением и упругой деформацией чувствительного элемента. Под воздействием измеряемого давления, которое подается в трубчатую пружину (трубку Бурдона) манометра, происходит деформация трубчатой пружины, которая преобразуется передаточным механизмом в перемещение показывающей стрелки относительно шкалы циферблата.
Для защиты внутренних устройств и для снижения погрешности от вибрации манометры могут заполняться демпфирующей жидкостью.
Манометры выпускаются следующих моделей: В, С, S, М, Р, отличающиеся друг от друга габаритными размерами, диапазонами измерений, материалом корпуса и местом присоединения к технологическому процессу.
Код заказа манометра составляется путем комбинирования обозначений в указанной последовательности, приведенной ниже.
PGI - 115Р- OG160- L AR Х- ABJ
Назначение и тип изделия__________
Диаметр циферблата и модель_________________________________
Диапазон шкалы__________________________________
Место присоединения к процессу (Расположение соединения с технологическим оборудованием)__________________________________________
Размер и тип фитинга____________________________________________
Жидкость наполнения________________________________________________
Варианты исполнения
Манометры деформационные с трубчатой пружиной PGI выпускаются под торговой маркой Swagelok.
Пломбирование манометров не предусмотрено.
Внешний вид манометров деформационных с трубчатой пружиной PGI представлен на рисунках 1-5.
Рисунок 1 - Модель В
Рисунок 2 - Модель С
Рисунок 3 - Модель S
Рисунок 4 - Модель M
Рисунок 5 - Модель P
Знак поверки наносится типографским способом на свидетельство о поверке и (или) в паспорт и (или) на корпус манометра.
Заводской номер наносится типографским способом на циферблат манометра.
Места нанесения знака поверки, знака утверждения типа и заводского номера указаны на рисунке 6.
Программное обеспечение
Отсутствует
Метрологические и основные технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики
Модель В
Модель С
Модель S
Модель Р
Модель М
Диапазоны измерений1), МПа2):
Избыточного давления
от 0 до
от 0 до 100
от 0 до
от 0 до 100
от 0 до 60
Мановакуумметрического давления
100
от -0,1
от -0,1 до
100
от -0,1
от -0,1 до 1,5
от —0,1 до
до 1,5
1,5
до 1,5
от -0,1 до 2,5
1,5
Пределы допускаемой основной приведенной (от диапазона измерений) погрешности, %, в зависимости от диаметра циферблата:
- 40
—
—
—
—
±2,5
- 50
—
—
—
—
±2,5
- 63
±1,5
±1,5
±1,5
—
—
- 100
±1,0
±1,0
±1,0
—
—
- 115
—
—
—
±0,5
—
- 160
±1,0
—
—
±0,5
—
Вариация показаний, %, от
1,0; 1,5
1,0; 1,5
1,0; 1,5
0,5
2,5
диапазона измерений
Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности, вызванной отклонением температуры окружающей среды от нормальных условий, %/10°С
±0,4
Примечания:
1) Приведены максимально возможные значения. Конкретные значения приведены в паспорте манометра, посредством указания нижнего и верхнего пределов измерений;
2) По требованию заказчика датчики могут быть изготовлены в других единицах измерения, допущенных к применению в РФ
Технические характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики
Модель В
Модель C
Модель S
Модель P
Модель M
Рабочие условия эксплуатации: Диапазоны температуры окружающего воздуха, °С, в зависимости от наполнения: - без наполнения
- с глицериновым наполнением
- с силиконовым наполнением
от -40 до +60
от -20 до +60;
от -34 до +60
от -40 до +60
от -40 до +60
от -20 до +60
от -40 до +60
от -40 до +60
от -40 до +60
от -40 до +60
Нормальные условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - атмосферное давление, кПа
- относительная влажность окружающего воздуха, %
от 21 до 25
от 84 до 106,7
от 30 до 80
Габаритные размеры, мм, не более, диаметр*ширинахвысота
63x63x91; 100х88х х142; 160х83х х198
63х62х90; 100х89х х143
63х68х91;
100х98х х138
115х126х х166; 160х123х х203
40х58х64;
50х59х77
Масса, кг, не более
2,0
2,5
1,0
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист паспорта манометра и/или на циферблат манометра.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средств измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Манометр
PGI-ХХ Х-ХХ.Х-Х Х ХХ
1 шт.
Паспорт
PGI-ХХ Х-ХХ.Х-Х Х ХХ- ПС
1 шт.
Сведения о методах измерений
Приведены в разделе 1 руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
ГОСТ 2405-88 «Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия».
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29 июня 2018 г. № 1339 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений избыточного давления до 4000 МПа».
Техническая документация фирмы «WIKA Alexander Wiegand SE & Co.KG».
[category] => Манометры
[brand] => Фирма "WIKA Alexander Wiegand GmbH & Co. KG", Германия
[country] => ПОЛЬША
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 685
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 34
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 676
(99%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 9
(1%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 02.04.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-100
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84075-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-100
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Лента" (ООО "Лента"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-100 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-100
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84075-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84075-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84075-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84075-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-100 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Также на сервере имеется возможность расчета потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки в случае использования данных от АИИС КУЭ в качестве замещающей информации либо для расчета величины сальдо перетоков электроэнергии по внутреннему сечению коммерческого учета. От сервера ИВК информация передается на АРМ энергосбытовой организации по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Передача результатов измерений от сервера ИВК или АРМ энергосбытовой организации коммерческому оператору (КО) и другим субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) производится в виде файлов в xml-формате по электронной почте с использованием электронной подписи согласно требованиям «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» (Приложение 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УССВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УССВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-100.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УССВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
ВРУ-0,4 кВ №1 ТК-100 Лента, Ввод 1 0,4 кВ
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S 1200/5
Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
УССВ-2 Рег. № 54074-13
HP ProLiant DL160 Gen10
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
2
ВРУ-0,4 кВ №1 ТК-100 Лента, Ввод 2 0,4 кВ
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S 1200/5
Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
3
ВРУ-0,4 кВ №2 ТК-100 Лента, Ввод 3 0,4 кВ
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S 1000/5
Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
4
ВРУ-0,4 кВ №2 ТК-100 Лента, Ввод 4 0,4 кВ
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S 1000/5
Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС шкалы времени UTC(SU)
КУЭ в рабочих условиях относительно
±5 с
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном, cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество ИК
4
Нормальные условия:
от 95 до 105
параметры сети:
от 1 до 120
напряжение, % от ином
0,9
ток, % от 1ном
от 49,8 до
коэффициент мощности cosф
50,2
частота, Гц
от +15 до
температура окружающей среды, °С
+25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
от 90 до 110
напряжение, % от ином
от 1 до 120
ток, % от 1ном
от 0,5 до 1,0
коэффициент мощности cosф
от 49,6 до
частота, Гц
50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, °С
от -40 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,
от 0 до +35
°С
от +15 до
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
+25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
165000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для УССВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
74500
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
45
при отключении питания, лет, не менее
30
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
коррекции времени в счетчиках;
формирование событий по результатам автоматической самодиагностики;
отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
перерывы питания с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал сервера:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
пропадания питания;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками;
замены счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий».
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока шинные
ТШП-0,66
12
Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05МК
4
Устройство синхронизации системного времени
УССВ-2
1
Сервер
HP ProLiant DL160 Gen10
1
Паспорт-формуляр
ЛНТА.411711.002.ПФ.017
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Лента» ТК-100», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Лента", г. Санкт-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 062
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Системы непрерывного измерения температуры расплавов металлов
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84072-21
[name] => Системы непрерывного измерения температуры расплавов металлов
[model] => HFC-IV
[brand_full] => HERAEUS ELECTRO-NITE SHENYANG CO., LTD., Китай
[preview_text] => Системы непрерывного измерения температуры расплавов металлов HFC-IV (далее по тексту - системы) предназначены для непрерывных измерений температуры расплавленных металлов в промежуточных ковшах машин непрерывного литья заготовок (МНЛЗ) и других агрегатах.
[page_header] => Системы непрерывного измерения температуры расплавов металлов HFC-IV
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84072-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84072-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84072-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84072-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/84072-21-0004.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/84072-21-0005.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/84072-21-0006.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84072-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84072-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84072-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84072-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Системы непрерывного измерения температуры расплавов металлов HFC-IV (далее по тексту - системы) предназначены для непрерывных измерений температуры расплавленных металлов в промежуточных ковшах машин непрерывного литья заготовок (МНЛЗ) и других агрегатах.
Описание
Принцип действия системы основан на преобразовании потока инфракрасного излучения исследуемого объекта, переданного через оптическую систему и инфракрасный фильтр на фотоэлектрический приемник, в электрический сигнал, пропорциональный измеряемой температуре, c последующим его преобразованием в цифровой сигнал.
Конструктивно система состоит из блока процессора с ЖК-дисплеем, подключаемого к нему детектора сигнала (инфракрасного пирометрического преобразователя) посредством соединительного рукава с кабелем, зонда ТМТ, установочного стакана (поставляется опционально) для его установки и внешнего дисплея (поставляется опционально), обеспечивающего наилучший обзор с разных точек рабочей площадки.
Блок процессора предназначен для измерений аналоговых входных сигналов в виде напряжения постоянного тока, поступающих от детектора сигнала, и преобразования их в значения температуры. Блок процессора предназначен для щитового монтажа, конструктивно выполнен в прямоугольном стальном корпусе, внутри которого размещены блок питания, измерительный модуль, платы релейных и аналоговых выходов, плата коммуникационного порта RS485, а также подводка (штуцер) для охлаждающего газа. На лицевой панели корпуса расположен 4-х сегментный жидкокристаллический дисплей и пять управляющих кнопок для установки и корректировки системных параметров. В процессе измерений кнопки закрыты защитной дверцей. На нижней части корпуса расположены отверстия для ввода/вывода сигнальных кабелей и кабеля питания.
Детектор сигнала представляет собой инфракрасный пирометрический преобразователь, состоящий из объектива, фокусирующего излучение объекта на фотоэлектрический приемник и электронного блока измерения. Электронный блок детектора преобразовывает поток инфракрасного излучения, переданного через оптическую систему на фотоэлектрический приемник, в электрические сигналы напряжения постоянного тока для последующей передачи на блок процессора. Для предотвращения перегрева в процессе измерений детектор непрерывно продувается охлаждающим газом (очищенным аргоном или азотом).
Зонд ТМТ представляет собой однослойный чехол с заглушенным дном из термостойкого материала, с фокусирующей внутренней трубкой из оксида алюминия, и с установленным наверху переходником для установки детектора сигнала. Для обеспечения разной глубины погружения в расплав и разных требований к продолжительности работы зонды имеют несколько типоразмеров по длине и наружному диаметру.
Установочный стакан представляет собой металлическую арматуру для установки зонда ТМТ на крышке промежуточного ковша МНЛЗ. Установочный стакан предназначен для фиксации положения зонда на крышке ковша и уменьшения разогрева детектора сигнала от теплового излучения расплава.
Внешний дисплей (большой монитор) предназначен для подключения двух блоков процессоров и обеспечивает индикацию большего из двух измеренных значений температуры.
Фотографии общего вида компонентов системы приведены на рисунках 1-4.
Структурная схема системы приведена на рисунке 5.
Рисунок 1 - Блок процессора с подключенным детектором сигнала
Рисунок 2 - Зонд ТМТ
Рисунок 3 - Установочный стакан
Рисунок 4 - Внешний дисплей
1550
220 В, 30 Вт
детектор сигнала
соединительный рукав
блок процессора
внешний дисплей
установочный стакан
ТМТ
крышка ковша
расплав металла
охлаждающий газ 0,3 МПа питание 220 В, 30 Вт интерфейс RS485
■выходной ток 4...20 мА
RS485
Рисунок 5 - Структурная схема системы HFC-IV
Заводской (серийный) номер в виде буквенно-цифрового кода наносится на металлическую табличку, прикрепленную к блоку процессора (рисунок 6). Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Место нанесения заводского номера
Рисунок 6 - Место нанесения заводского (серийного) номера
Для предотвращения несанкционированного доступа на крышку блока процессора устанавливается пломба. Хвостовик пломбы заводится в отверстия на крышке и на корпусе блока, далее в фиксирующее отверстие пломбы и затягивается (рисунок 7).
Рисунок 7 - Схема пломбирования системы непрерывного измерения температуры расплавов металлов HFC-IV
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы состоит из встроенного, метрологически значимого ПО.
ПО устанавливается в энергонезависимой памяти блока процессора системы на заводе-изготовителе во время производственного цикла, оно недоступно пользователю и не подлежит изменению на протяжении всего времени функционирования изделия. Метрологические характеристики системы нормированы с учетом влияния данного ПО.
В соответствии с п. 4.3 рекомендации по метрологии Р 50.2.077-2014 конструкция блока процессора системы исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию. В соответствии с п. 4.5 рекомендации по метрологии Р 50.2.077-2014 уровень защиты встроенного ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий».
Идентификационные данные встроенного ПО - отсутствуют.
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики систем непрерывного измерения температуры расплавов металлов HFC-IV приведены в таблицах 1-2.
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений температуры, °С
от +900 до +1650
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
- в диапазоне измерений от +900 до +1400 °С включ.
- в диапазоне измерений св. +1400 °С
±6
±3
Диапазон выходного аналогового сигнала
от 4 до 20 мА от 1 до 5 В (соответствует диапазону измерений от +1400 °С до +1600 °С)
Разрешающая способность ЖК-дисплея, °С
1
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Электрическое питание блока процессора от источника переменного тока:
- напряжение, В
- частота, Гц
от 210 до 230
50
Потребляемая мощность, Вт, не более - блок процессора - внешний дисплей
30
30
Минимальная глубина погружения в расплав, мм
260
Габаритные размеры, мм
- блок процессора
- внешний дисплей
- детектор сигнала
- соединительный рукав с кабелем
- зонд ТМТ (длина^диаметр)
400x140x540
650x130x300
200x300x60
5000; 10000
(в соответствии с заказом);
1100x75
1000x85
1000x95
Масса, кг, не более - блок процессора - внешний дисплей - детектор сигнала
13,6
10,1
12,0
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- блок процессора
- внешний дисплей
от 0 до +70 от 0 до +60
Срок непрерывной эксплуатации чехла ТМТ (в зависимости от исполнения и условий эксплуатации), ч, не менее
12; 24; 36
Средняя наработка до отказа блока процессора с детектором сигнала, ч, не менее
12000
Средний срок службы блока процессора с детектором сигнала, лет, не менее
5
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации паспорта типографским способом и на корпус блока процессора системы.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система непрерывного измерения температуры расплавов металлов в составе:
- блок процессора
- детектор сигнала с кабелем
- зонд
- внешний дисплей
- установочный стакан
HFC-IV HFC-C-IV HFC-T-IV TMT
-
-
1 шт.
1 шт.
(*)
(**)
(**)
Руководство по эксплуатации
4.045.005 РЭ
1 экз.
Упаковочная коробка
-
1 шт.
Примечания:
(*)
() - количество в соответствии с заказом
(**) - поставляется по дополнительному заказу
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 2.3 Руководства по эксплуатации на системы непрерывного измерения температуры расплавов металлов HFC-IV 4.045.005 РЭ.
Нормативные документы
ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия.
ГОСТ 8.558-2009 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры.
Техническая документация фирмы-изготовителя.
[category] =>
[brand] => Фирма "Heraeus Electro-Nite International N.V.", Бельгия
[country] => КИТАЙ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 18
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 18
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерений количества газа (СИКГ) "ГАЗ на продувку факельного коллектора низкого давления" (СИКГ-3) АО "Востсибнефтегаз"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84062-21
[name] => Система измерений количества газа (СИКГ) "ГАЗ на продувку факельного коллектора низкого давления" (СИКГ-3) АО "Востсибнефтегаз"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие ОЗНА-Инжиниринг" (ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг"), г. Уфа
[preview_text] => Система измерений количества газа (СИКГ) «ГАЗ на продувку факельного коллектора низкого давления» (СИКГ-3) АО «Востсибнефтегаз» (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, отображения и регистрации результатов измерений газа, поступающего на продувку факельного коллектора низкого давления.
[page_header] => Система измерений количества газа (СИКГ) "ГАЗ на продувку факельного коллектора низкого давления" (СИКГ-3) АО "Востсибнефтегаз"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84062-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84062-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84062-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84062-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84062-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений количества газа (СИКГ) «ГАЗ на продувку факельного коллектора низкого давления» (СИКГ-3) АО «Востсибнефтегаз» (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, отображения и регистрации результатов измерений газа, поступающего на продувку факельного коллектора низкого давления.
Описание
Конструктивно СИКГ состоит из одной измерительной линии (ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На ИЛ установлены следующие основные средства измерений (СИ):
- датчик расхода газа ДРГ.М мод. ДРГ.М-160/80 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 26256-06);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 38548-13).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: вычислитель УВП-280 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13) и АРМ оператора на базе персональных компьютеров, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Вычислитель УВП-280 осуществляет обработку сигналов с первичных преобразователей СИ, вычисление физикохимических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...50С) К при давлениях до 15 МПа», расчет объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачу информации на верхний уровень СОИ. АРМ оператора предназначен для сбора данных, формирования и печати отчетных документов, отображения и регистрации измерительной и технологической информации, архивирования, построения графиков и таблиц, трендов, архивных данных, а также любой другой информации выведенной на экран монитора.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.
СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема газа в рабочих условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м3/ч);
- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);
- отображение измерительной и технологической информации на мониторах АРМ
оператора;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.
_ Общий вид СИКГ представлен на рисунке 1. _
Рисунок 1 - Общий вид СИКГ
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится вычислитель УВП-280 (далее -вычислитель). Вычислитель выполняет функции вычисления объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачи информации на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО относятся конфигурационные файлы вычислителя.
К ПО верхнего уровня относится АРМ оператора, выполняющее функции сбора, хранения, отображения информации, полученной с нижнего уровня ПО, формирования и печати отчетных документов.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Вывод цифрового идентификатора ПО вычислителей УВП-280, выпущенных до 22.01.2019 на показывающее устройство или посредством подключения внешних устройств не предусмотрен.
Идентификационные данные ПО вычислителей УВП-280 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
2.17
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
свободный нефтяной газ (СНГ)
Диапазон измерений расхода СНГ в рабочих условиях, м3/ч
от 1 до 80
Диапазон измерений расхода СНГ в стандартных условиях, м3/ч
от 220 до 246,9
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
±5
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С
от -5 до +10
Рабочий диапазон давления СНГ, МПа (абс.)
от 0,351325 до 0,401325
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
380 / 220
50
Габаритные размеры СИКГ, мм, не более: - высота
- ширина
- длина
800
300
2000
Масса, кг, не более
70
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды (температура в обогреваемых термочехлах), °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от 5 до 39
95 от 90 до 110
Средний срок службы, лет
16
Средняя наработка на отказ, ч
140000
Режим работы СИКГ
непрерывный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерений количества газа (СИКГ) «ГАЗ на продувку факельного коллектора низкого давления» (СИКГ-3) АО «Востсибнефтегаз» с заводским номером ОИ 250-02
—
1 шт.
«Система измерений количества газа (СИКГ) «ГАЗ на продувку факельного коллектора низкого давления»
(СИКГ-3) ОАО «Востсибнефтегаз». Паспорт»
ОИ 250-02.00.00.000 ПС
1 экз.
Сведения о методах измерений
«ГСИ. Методика измерений системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа «СИКГ «Газ на продувку факельного коллектора низкого давления» (СИКГ-3)», утверждена ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации № 01.00257 - 2013/175013-15 от 22.05.2015 г., номер в реестре ФР.1.29.2015.21559.
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 №1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
[category] =>
[brand] => ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => ОИ 250-02
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-2
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84046-21
[name] => Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-2
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Метрологический центр Контрольно-измерительные технологии" (ООО "МЦ КИТ"), г. Москва
[preview_text] => Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-2 (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, поступающего на продувку факельного коллектора низкого давления, и для эксплуатации на Юрубчено-Тохомском месторождении УПН-2 АО «Востсибнефтегаз».
[page_header] => Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-2
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84046-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84046-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84046-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84046-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84046-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-2 (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, поступающего на продувку факельного коллектора низкого давления, и для эксплуатации на Юрубчено-Тохомском месторождении УПН-2 АО «Востсибнефтегаз».
Описание
Конструктивно СИКГ состоит из одной измерительной линии (ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На ИЛ установлены следующие основные средства измерений (СИ):
- расходомер вихревой «Ирга-РВ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 55090-13);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32854-13);
- термопреобразователь универсальный ТПУ 0304 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 50519-17).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: вычислитель УВП-280 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13) и АРМ оператора на базе персональных компьютеров, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Вычислитель УВП-280 осуществляет обработку сигналов с первичных преобразователей СИ, вычисление физикохимических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...50С) К при давлениях до 15 МПа», расчет объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачу информации на верхний уровень СОИ. АРМ оператора предназначено для сбора данных, формирования и печати отчетных документов, отображения и регистрации измерительной и технологической информации, архивирования, построения графиков и таблиц, трендов, архивных данных, а так же любой другой информации выведенной на экран монитора.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.
СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема газа в рабочих условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м3/ч);
- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);
- отображение измерительной и технологической информации на мониторах АРМ оператора;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.
Общий вид СИКГ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКГ
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится вычислитель УВП-280 (далее -вычислитель). Вычислитель выполняет функции вычисления объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачи информации на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО относятся конфигурационные файлы вычислителя.
К ПО верхнего уровня относится АРМ оператора, выполняющее функции сбора, хранения, отображения информации, полученной с нижнего уровня ПО, формирования и печати отчетных документов.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Вывод цифрового идентификатора ПО вычислителей УВП-280, выпущенных до 22.01.2019 на показывающее устройство или посредством подключения внешних устройств не предусмотрен.
Идентификационные данные ПО вычислителей УВП-280 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3.11
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
свободный нефтяной газ (СНГ)
Диапазон измерений расхода СНГ в стандартных условиях, м3/ч
от 1,85 до 479,63
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
±5
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С
от -10 до +40
Рабочий диапазон давления СНГ, МПа (изб.)
от 0,1 до 0,6
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
380 / 220
50
Габаритные размеры СИКГ, мм, не более: - высота
- ширина
- длина
340
350
600
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды (температура в обогреваемых термочехлах), °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от 15 до 25
95 от 90 до 110
Средний срок службы, лет
16
Средняя наработка на отказ, ч
140000
Режим работы СИКГ
непрерывный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-2 с заводским номером 48
—
1 шт.
«Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-2. Паспорт»
3176717/0168Д
01.02.000-ПС
1 экз.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям. Методика (метод) измерений с помощью системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-2 на УПН расширенного первоочередного участка Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Востсибнефтегаз», утверждена ООО «МЦ КИТ», свидетельство об аттестации №0029-01.00221-2017, номер в реестре ФР.1.29.2017.28345.
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 №1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
[category] =>
[brand] => ООО "Метрологический центр Контрольно-измерительные технологии", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 48
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84043-21
[name] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
[model] => РГС-100
[brand_full] => Акционерное общество "Тамбовский завод "Комсомолец" имени Н.С. Артемова" (АО "Завком"), г. Тамбов
[preview_text] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-100 предназначены для измерения объема продукта.
[page_header] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-100
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84043-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84043-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84043-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84043-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84043-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84043-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-100 предназначены для измерения объема продукта.
Описание
Тип резервуаров - стальные горизонтальные цилиндрические, номинальной вместимостью 100 м3.
Принцип действия резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-100 основан на заполнении их продуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-100 представляют собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами.
По наружной поверхности резервуары теплоизолированы слоем минеральной ваты и покрыты оцинкованным листом.
При проведении поверки теплоизоляция резервуаров демонтируется.
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.
Заводские номера наносятся на обшивку резервуара и дублируются маркировочной табличкой под слоем теплоизоляции (рисунок 1).
Резервуары РГС-100 с заводскими номерами 151559, 151560 расположены по адресу: 109429, г. Москва, вн. тер. г. Муниципальный Округ Капотня, кв-л Капотня 2-й, д. 1, к. 3, АО «Газпромнефть-МНПЗ».
Общий вид резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-100, представлен на рисунке 2.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Место нанесения заводских номеров
Рисунок 2 - Общий вид резервуаров РГС-100
Пломбирование резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-100 не предусмотрено.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
100
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (геометрический метод), %
±0,25
Т абл иц а 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
20
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Т абл ица 3- Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-100
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в паспорте на резервуар пункт 8.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ОАО "Завод Комсомолец", г.Тамбов
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 151559, 151560
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Установка автоматизированного неразрушающего контроля толщины никель-хромовых покрытий сборочных единиц КС ЖРД 14Д23
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84039-21
[name] => Установка автоматизированного неразрушающего контроля толщины никель-хромовых покрытий сборочных единиц КС ЖРД 14Д23
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Технический Центр "Эталон" (ООО "НТЦ "Эталон"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Установка автоматизированного неразрушающего контроля толщины никель-хромовых покрытий сборочных единиц КС ЖРД 14Д23 (далее - установка) предназначена для измерений толщин никелевого и хромового (с подслоем никеля) покрытий и измерений координаты положения датчика толщиномера.
[page_header] => Установка автоматизированного неразрушающего контроля толщины никель-хромовых покрытий сборочных единиц КС ЖРД 14Д23
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84039-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84039-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84039-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84039-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84039-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84039-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Установка автоматизированного неразрушающего контроля толщины никель-хромовых покрытий сборочных единиц КС ЖРД 14Д23 (далее - установка) предназначена для измерений толщин никелевого и хромового (с подслоем никеля) покрытий и измерений координаты положения датчика толщиномера.
Описание
Принцип действия установки основан на магнитостатическом методе, определяющем изменения напряженности магнитного поля в цепи электромагнита постоянного тока или постоянного магнита при изменении расстояния между ним и основным металлом детали из-за наличия покрытия.
Конструктивно установка состоит из:
- корпуса установки;
- устройства позиционирования датчика толщиномера;
- устройства вращения и центрирования объекта контроля;
- блока толщиномера;
- комплекта систем обеспечения контроля толщины;
- блока управления и питания.
Установка данного типа имеет зав. № 001.
Общий вид и место маркировки установки представлены на рисунке 1.
Пломбирование установки не предусмотрено.
Знак поверки на установку не наносится.
Корпус установки
Устройство вращения и центрирования объекта контроля
Устройство позиционирования датчика толщиномера
Блок управления и питания
Рисунок 1 - Общий вид и место маркировки установки
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) «Программное обеспечение установки автоматизированного неразрушающего контроля толщины никель-хромовых покрытий сборочных единиц КС ЖРД 14Д23» позволяет реализовать следующие режимы работы:
- подготовка к контролю;
- проведение контроля;
- формирование протокола контроля.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Программное обеспечение установки
автоматизированного неразрушающего
контроля толщины никель-хромовых
покрытий сборочных единиц
КС ЖРД 14Д23
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.0
Цифровой идентификатор ПО
—
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений координаты положения датчика
толщиномера, мм
от 15 до 310
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений координаты положения датчика толщиномера, мм
- в диапазоне от 15 до 185 мм включ.
- в диапазоне свыше 185 до 310 мм
±1
±4
Диапазон измерений толщины, мкм
- никелевого покрытия
- хромового покрытия (с подслоем никеля)
от 50 до 600
от 40 до 200
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений толщины покрытий, %
±10
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон вращения объекта контроля, °
от 0 до 360
Габаритные размеры объекта контроля, мм - диаметр
180
- высота
356
Габаритные размеры, мм, не более - длина
1300
- ширина
800
- высота
1840
Масса, кг, не более
300
Напряжение сети питания, В
от 210 до 230
Частота напряжения сети питания, Гц
от 48,75 до 51,25
Потребляемая мощность, ВА, не более
2500
Условия эксплуатации
- температура окружающего воздуха, С°
от +15 до +35
- относительная влажность окружающего воздуха при температуре 25 С, %, не более
80
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта методом печати.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность установки
Наименование
Обозначение
Количество
1. Установка автоматизированного неразрушающего контроля толщины никель-хромовых покрытий сборочных единиц КС ЖРД 14Д23, в составе:
1.1 Корпус установки автоматизированного
неразрушающего контроля толщины никельхромовых покрытий сборочных единиц КС ЖРД 14Д23
1.1.1 Каркас несущий
1.1.2 Каркас внутренний
1.1.3 Кронштейн панели оператора
1.2 Устройство позиционирования датчика
толщиномера
1.2.1 Манипулятор датчика толщиномера
1.2.2 Узел подъема датчика толщиномера
1.3 Устройство вращения и центрирования объекта контроля
1.3.1 Узел прижимной
1.3.2 Проставка кольцевая
1.4 Блок толщиномера
1.4.1 Датчик толщиномера
1.4.2 Плата обработки датчика толщиномера
1.4.3 Переносной толщиномер покрытий
1.5 Комплект систем обеспечения контроля толщины
1.5.1 Система видеофиксации
1.5.2 Система подсветки рабочей зоны
1.6 Блок управления и питания
1.6.1 Панель оператора
1.6.2 Компьютер промышленный
1.6.3 Блок управления
1.6.4 Шкаф силовой
1.7 Комплект контрольных образцов толщины никель-хромовых покрытий
1.8 Комплект ЗИП-О
1.9 Программное обеспечение на CD-диске
зав. № 001
1 шт.
ЕРКД.301241.004
1 шт.
ЕРКД.301241.005
1 шт.
ЕРКД.301241.006
1 шт.
ЕРКД.301241.007
1 шт.
ЕРКД.442521.001
1 шт.
ЕРКД.442521.002
1 шт.
ЕРКД. 442521.003
1 шт.
ЕРКД.412212.102
1 шт.
ЕРКД.304272.001
3 шт.
-
1 шт.
ЕРКД.412212.103
1 шт.
-
1 шт.
-
1 шт.
-
1 шт.
ЕРКД.421415.001
1 шт.
-
1 шт.
-
4 шт.
ЕРКД.421417.006
1 шт.
BR Automation Panel
5000 21.5
1 шт.
iROBO-3000-00-i6-G4
1 шт.
ЕРКД.421417.004
1 шт.
ЕРКД.566115.001
1 шт.
ЕРКД.766619.013
1 шт.
ЕРКД.412923.005
1 шт.
ЕРКД.00045-01
1 шт.
2 Паспорт
ЕРКД.412212.100ПС
1 экз.
3 Руководство по эксплуатации
ЕРКД.412212.100РЭ
1 экз.
Продолжение таблицы 4
Наименование
Обозначение
Количество
4 Формуляр на ПО
ЕРКД.00045-01 30 01
1 экз.
5 Руководство оператора на ПО
ЕРКД.00045-01 34 01
1 экз.
6 Методика поверки
651-21-054 МП
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Установка автоматизированного неразрушающего контроля толщины никель-хромовых покрытий сборочных единиц КС ЖРД 14Д23. Руководство по эксплуатации. ЕРКД.412212.100РЭ», раздел 2 «Использование по назначению».
Нормативные документы
Приказ Росстандарта №2840 от 29.12.2018 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений длины в диапазоне от 1-10-9 до 100 м и длин волн в диапазоне от 0,2 до 50 мкм»
ЕРКД.412212.100ТУ Установка автоматизированного неразрушающего контроля толщины никель-хромовых покрытий сборочных единиц КС ЖРД 14Д23. Технические условия
[category] =>
[brand] => ООО "НТЦ "Эталон", г.С.-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 001
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Трансформаторы тока
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84034-21
[name] => Трансформаторы тока
[model] => LMZ6
[brand_full] => ABB Electrical Equipment (Xiamen) Co., Ltd., Китай
[preview_text] => Трансформаторы тока LМZ6 (далее - трансформаторы) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока частотой 50 Гц.
[page_header] => Трансформаторы тока LMZ6
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84034-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84034-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84034-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84034-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/84034-21-0004.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84034-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84034-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84034-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84034-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Трансформаторы тока LMZ6 (далее - трансформаторы) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока частотой 50 Гц.
Описание
Принцип действия трансформаторов основан на явлении взаимной индукции.
Трансформаторы состоят из магнитопровода со вторичными обмотками, которые залиты эпоксидной смолой.
Трансформаторы по принципу конструкции - шинные, с литой изоляцией на основе эпоксидного компаунда и не имеют собственной первичной обмотки. Первичной обмоткой служит ввод распределительного устройства в виде кабеля или шины, проходящих через окно трансформаторов.
Для крепления трансформаторы имеют глухие отверстия с резьбой в основании. Выводы вторичных обмоток размещены на боковой или верхней поверхности корпуса трансформатора.
На боковой или верхней стенке корпуса трансформаторы имеют табличку с напечатанными на ней техническими данными и серийными номерами в виде буквенноцифровых обозначений, однозначно идентифицирующих каждый экземпляр трансформаторов.
Рабочее положение трансформаторов в пространстве - любое.
Нанесение знака поверки на трансформатор не предусмотрено.
Трансформаторы выпускаются в следующих модификациях: LMZ6-130-180-72, LMZ6-150-120-72, LMZ6-178-120-72, LMZ6-228x188/150-75, LMZ6-228x188/150-107, LMZ6-228x188/220-75, LMZ6-228x188/220-107, которые отличаются габаритными размерами и формой.
Общий вид средства измерений и обозначение места пломбирования от
несанкционированного доступа приведены на рисунках с 1 по 5.
Место пломбирования
Рисунок 1 - Общий вид модификации LMZ6-130-180-72
Место пломбирования
Рисунок 2 - Общий вид модификации LMZ6-150-120-72
Место пломбирования
Рисунок 3 - Общий вид модификации LMZ6-178-120-72
Место пломбирования
Рисунок 4 - Общий вид модификаций LMZ6-228x188/150-75 и LMZ6-228x188/150-107
Место пломбирования
Рисунок 5 - Общий вид модификаций LMZ6-228x188/220-75 и LMZ6-228x188/220-107
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальное напряжение, кВ
0,66
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
0,72
Номинальный первичный ток, А
75; 100; 125; 150; 200;
250; 300; 400; 500; 600; 750;800; 1000; 1200; 1250
Номинальный вторичный ток, А
1; 5
Номинальная частота переменного тока, Гц
50
Класс точности обмоток для измерений и учета по ГОСТ 7746-2015
0,2; 0,2S; 0,5; 0,5S; 1; 3
Класс точности обмоток для защиты
5P;10P
Номинальная вторичная нагрузка, В • А
2,5; 3; 5; 7,5; 10; 15
Номинальный коэффициент безопасности приборов вторичных обмоток для измерений, не более
5; 10
Номинальная предельная кратность вторичных обмоток для защиты
10; 15; 20
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры трансформаторов (Высота х Ширина х Длина
X 0 отверстия), мм, не более
- LMZ6-130-180-72
200 x 130 x 180 x 72
- LMZ6-150-120-72
200 х 150 х 120 х 72
- LMZ6-178-120-72
180 х 180 х 140 х 72
- LMZ6-228X188/150-75
230 х 190 х 150 х 75
- LMZ6-228X188/150-107
230 х 190 х 150 х 107
- LMZ6-228X188/220-75
230 х 190 х 220 х 75
- LMZ6-228X188/220-107
230 х 190 х 220 х 107
Масса трансформатора, кг, не более
- LMZ6-130-180-72
4
- LMZ6-150-120-72
5
- LMZ6-178-120-72
16
- LMZ6-228X188/150-75 и LMZ6-228X188/150-107
10
- LMZ6-228X188/220-75 и LMZ6-228X188/220-107
15
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, оС
от -25 до +40
Средний срок службы, лет, не менее
30
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
262800
Знак утверждения типа
Нанесение знака утверждения типа на трансформатор не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформатор тока
LMZ6
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Введение» Инструкции по установке, эксплуатации и техническому обслуживанию.
Нормативные документы
ГОСТ 7746-2015 Трансформаторы тока. Общие технические условия
Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений коэффициентов преобразования силы электрического тока, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «27» декабря 2018 г. № 2768
[category] => Трансформаторы
[brand] => Фирма "ABB Electrical Equipment (Xiamen) Co., Ltd.", Китай
[country] => КИТАЙ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Метроштоки
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84035-21
[name] => Метроштоки
[model] => МШИ
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "АЗТ КОМПЛЕКТ" (ООО "АЗТ КОМПЛЕКТ"), г. Белгород
[preview_text] => Метроштоки МШИ (далее - метроштоки) предназначены для измерений уровня нефти, нефтепродуктов, подтоварной воды и других химически неактивных жидкостей в транспортных и стационарных ёмкостях.
[page_header] => Метроштоки МШИ
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84035-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84035-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84035-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84035-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84035-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Метроштоки МШИ (далее - метроштоки) предназначены для измерений уровня нефти, нефтепродуктов, подтоварной воды и других химически неактивных жидкостей в транспортных и стационарных ёмкостях.
Описание
Конструкция метроштоков представляет собой отрезок фасонного квадратного профиля специальных алюминиевых сплавов. На поверхность плоскости фасонного квадратного профиля наносится шкала, состоящая из миллиметровых, пятимиллиметровых и сантиметровых отметок. Шкала безнулевая, равномерная, однострочная, с вертикальным расположением чисел отсчета. Наносится шкала методом лазерного прожига. Метроштоки состоят из нескольких звеньев (штанг).
В начале шкалы метроштоков устанавливается сменный наконечник из латуни или специального алюминиевого сплава.
Принцип действия метроштоков заключается в считывании высоты уровня измеряемых сред в резервуаре со шкалы метроштока по верхней границе смачиваемости.
Метроштоки изготавливаются трёх модификаций: МШИ-2,5; МШИ-3,5 и МШИ-4,5, отличающихся длиной измерительной шкалы.
Фотография общего вида приведена на рисунке 1.
Пломбировка метроштоков не предусмотрена.
Каждый экземпляр метроштоков идентифицирован, имеет заводской номер, нанесенный на шильдик методом лазерной печати, обеспечивающим его прочтение и сохранность в
процессе эксплуатации.
Рисунок 1 - Общий вид
Нанесение знака поверки не предусмотрено.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики представлены в таблицах 1 и 2 соответственно.
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение для модис
шкации
МШИ-2,5
МШИ-3,5
МШИ-4,5
Длина измерительной шкалы, мм, не менее
2300
3300
4300
Пределы допускаемых отклонений длины измерительной шкалы и отдельных её интервалов при температуре (20 ± 5) °С, мм - по всей длине шкалы
- от начала до середины шкалы
- для сантиметровых интервалов
- для миллиметровых интервалов
±2,0
±1,0 ±0,5
±0,2
Цена деления шкалы, мм
1
Пределы допускаемого отклонения от перпендикулярности торцевой поверхности наконечника, °
±1
Пределы допускаемого отклонения от перпендикулярности отметок шкалы к оси метроштока, '
±30
Пределы допускаемого несовпадения начальной отметки шкалы метроштока с торцевой поверхностью наконечника, мм
±0,3
Таблица 2 - Технические характеристики
Наименование характеристики
Значение для модификации
МШИ-2,5
МШИ-3,5
МШИ-4,5
Длина метроштока, мм
(2500±3)
(3500±3)
(4500±3)
Масса, кг, не более
3
3,5
4
Длина отметок шкалы, мм:
- миллиметровых
- пятимиллиметровых
- сантиметровых
- дециметровых и метровых
(6±1) (8±1) (11±1) (15±1)
Ширина отметок шкалы, мм, не более
0,4
Размеры шрифта цифр и букв отметок шкалы, обозначающие: - метры
- дециметры
- сантиметры
Пр3 ГОСТ 26.020-80 высотой 6 мм
Пр3 ГОСТ 26.020-80 высотой 5 мм
Пр3 ГОСТ 26.020-80 высотой 3 мм
Продолжение таблицы 2
Наименование характеристики
Значение для модификации
МШИ-2,5
МШИ-3,5
МШИ-4,5
Шероховатость поверхности метроштока для нанесения шкалы Rа, мкм, не более
1,25
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -40 до +50
Знак утверждения типа
наносится на шильдик метроштока методом лазерной гравировки и в центр титульного листа паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность метроштоков приведена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Метрошток
МШИ-Х*
1 шт.
Запасной наконечник
—
1 шт.
Заклёпка
—
3 шт.
Метрошток МШИ. Паспорт
МШИ.00.00.000 ПС
1 экз.
Примечание.
* X - в зависимости от модификации
Сведения о методах измерений
приведены в пункте 4.2 документа МШИ.00.00.000 ПС «Метрошток МШИ. Паспорт»
Нормативные документы
ТУ 26.51.52-001-60177294-2021. Метрошток МШИ. Технические условия.
[category] => Метроштоки
[brand] => ООО "АЗТ КОМПЛЕКТ", г. Белгород
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 3
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерений количества и параметров нефти сырой мобильной установки сепарации нефти "МУСН-Эргинская" на Эргинском лицензионном участке Приобского месторождения
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84032-21
[name] => Система измерений количества и параметров нефти сырой мобильной установки сепарации нефти "МУСН-Эргинская" на Эргинском лицензионном участке Приобского месторождения
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие ОЗНА - Инжиниринг" (ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг"), г. Уфа
[preview_text] => Система измерений количества и параметров нефти сырой мобильной установки сепарации нефти «МУСН-Эргинская» на Эргинском лицензионном участке Приобского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы сырой нефти
[page_header] => Система измерений количества и параметров нефти сырой мобильной установки сепарации нефти "МУСН-Эргинская" на Эргинском лицензионном участке Приобского месторождения
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84032-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84032-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84032-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84032-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой мобильной установки сепарации нефти «МУСН-Эргинская» на Эргинском лицензионном участке Приобского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы сырой нефти
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением массовых расходомеров. Выходные сигналы измерительного преобразователя массового расходомера поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКНС и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В составе СИКНС применены следующие средства измерений утвержденных типов:
- расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS 2400, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту - рег.) № 53804-13;
- датчики температуры ТСПТ, рег. № 75208-19;
- датчики давления Метран-150 модели 150TG и модели 150CD, рег. № 32854-13;
- влагомер сырой нефти ВСН-2, рег. № 24604-12;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, рег. № 57762-14.
- комплекс измерительно-вычислительный расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее - ИВК), рег. № 52866-13;
- показывающие средства измерений температуры и давления.
Вспомогательные устройства и технические средства:
- пробозаборное устройство щелевого типа в соответствии с ГОСТ 2517-2012;
- автоматизированное рабочее место (далее по тексту - АРМ) оператора;
- фильтры сетчатые;
- запорная и регулирующая арматура.
Пломбирование СИКНС не предусмотрено. Заводской номер СИКНС указан в паспорте и на фирменной табличке СИКНС. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС (ИВК, АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций СИКНС.
Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учетом влияния ПО.
Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
ПО ИВК
ПО АРМ оператора
Идентификационное наименование ПО
Abak.bex
ОЗНА-Flow
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.0
3.3
Цифровой идентификатор ПО
4069091340
8Е093555
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон расхода измеряемой среды*, т/ч (м3/ч)
от 172 до 930 (от 200 до 1080)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %:
- массы сырой нефти
±0,25
- массы нетто нефти при определении массовой доли воды по ре-
зультатам измерений объемной доли воды с применением влагомера:
- при содержании объемной доли воды от 10 до 20 %
±1,5
- при содержании объемной доли воды от 20 до 50 %
±2,5
- при содержании объемной доли воды от 50 до 60 %
± 5,0
- массы нетто при определении массовой доли воды в испытатель-
ной лаборатории:
- при содержании объемной доли воды от 10 до 20 %
±1,5
- при содержании объемной доли воды от 20 до 50 %
±5,0
- при содержании объемной доли воды от 50 до 60 %
±7,0
* - указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки, фактический диапазон измерений не может превышать максимальный диапазон измерений
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Измеряемая среда
нефть сырая
Давление измеряемой среды, МПа
- расчетное
- минимально допустимое
- максимально допустимое
6,3
1,0
4,0
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более
66,7 (500)
Вязкость динамическая, мПа-с - при температуре +20 оС - при температуре +50 оС
от 20 до 30
от 8 до 14
Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти при +20 °С, кг/м3
от 850,1 до 895,0
Плотность сырой нефти при +20 °С, кг/м3
от 847,0 до 955,0
Плотность сырой нефти при рабочих условиях, кг/м3
от 840,0 до 990,0
Плотность пластовой воды при +20 °С, кг/м3, не более
1015
Диапазон температуры измеряемой среды, °С
от 0 до +40
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более
66,7 (500)
Объемная доля воды, %
от 10 до 60
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
3000
Массовая доля механических примесей, %, не более
0,1
Массовая доля серы, %, не более
1,01
Массовая доля парафина, %, не более
3,0
Содержание свободного газа
не допускается
Содержание растворенного газа, м3/м3, не более
10
Режим работы СИКНС
непрерывный
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное)
50±1
Условия эксплуатации:
- температура наружного воздуха, °С
от -54 до +34,5
Срок службы, лет, не менее
10
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность СИКНС
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерений количества и параметров нефти сырой мобильной установки сепарации нефти «МУСН-Эргинская» на Эргинском лицензионном участке Приобского месторождения, заводской № 596.13
1 шт.
Руководство по эксплуатации
ОИ 596.13.01.00.000 РЭ
1 экз.
Методика поверки
МП 1301-9-2021
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой мобильной установки сепарации нефти «МУСН-Эргинская» на Эргинском лицензионном участке Приобского месторождения (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/12609-21).
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстан-дарт) от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
[category] =>
[brand] => ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 596.13
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО "Мосэнерго" в части ТЭЦ-11 и котельных, входящих в состав филиала
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84033-21
[name] => Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО "Мосэнерго" в части ТЭЦ-11 и котельных, входящих в состав филиала
[model] =>
[brand_full] => Публичное акционерное общество энергетики и электрификации "Мосэнерго" (ПАО "Мосэнерго"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-11 и котельных, входящих в состав филиала (далее - АСКУТЭ ТЭЦ-11) предназначена для измерений объемного расхода, объема, массы, температуры, разности температур, давления и количества тепловой энергии, а также времени.
[page_header] => Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО "Мосэнерго" в части ТЭЦ-11 и котельных, входящих в состав филиала
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84033-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84033-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84033-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84033-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84033-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-11 и котельных, входящих в состав филиала (далее - АСКУТЭ ТЭЦ-11) предназначена для измерений объемного расхода, объема, массы, температуры, разности температур, давления и количества тепловой энергии, а также времени.
Описание
Принцип действия АСКУТЭ ТЭЦ-11 основан на измерениях параметров теплоносителя (объемный расход, объем, масса, температура, разность температур, давление) и количества тепловой энергии измерительными компонентами с последующей обработкой измерительной информации вычислительными компонентами.
АСКУТЭ ТЭЦ-11 представляет собой многофункциональную, проектно-компонуемую трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АСКУТЭ ТЭЦ-11 спроектирована для конкретного объекта из компонентов серийного изготовления, принимается как законченное изделие непосредственно на объекте эксплуатации (ИС-2 согласно ГОСТ Р 8.596-2002). АСКУТЭ ТЭЦ-11 осуществляет учет тепловой энергии и параметров теплоносителя на объектах ПАО «Мосэнерго»: ТЭЦ-11, РТС «Фрезер». Перечень узлов учета (УУ) приведен в таблице 1.
Нижний уровень включает в свой состав измерительные компоненты (средства измерений утвержденного типа (далее - СИ)), размещенные на УУ, обеспечивающие измерение и передачу полученных данных на средний уровень АСКУТЭ ТЭЦ-11. Перечень СИ, которыми укомплектованы УУ приведен в таблице 2.
Средний уровень: связующие компоненты - устройства сбора и передачи данных (УСПД), вычислительная компонента - сервер измерительно-вычислительного комплекса (сервер ИВК), коммутационное оборудование и каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Верхний уровень состоит из сервера коммерческого учета (СКУ), установленного в центре обработки данных (ЦОД) ПАО «Мосэнерго», автоматизированных рабочих мест (АРМ) и вспомогательного оборудования.
Структурная схема АСКУТЭ ТЭЦ-11 приведена на рисунке 1.
Наименование
№
ТЭЦ-11
№
ТЭЦ-11
1
Магистраль М8 (81-82 задвижки)
16
Источник холодной воды УУ ХВ резервный ввод
2
Магистраль М20 (201-202 задвижки)
3
Магистраль М18 (181-182 задвижки)
17
Источник холодной воды Техническая холодная вода на ХВО (Москворецкая вода)
4
Магистраль М-1-11 (11-12 задвижки)
5
Магистраль М-1-13 (13-14 задвижки)
6
Паропровод №10 (Задвижка №102) 7 атм
18
Аварийный подпиток бл.9
7
Паропровод №14 старый (Задвижка №143) 7 атм
19
Наружный воздух
8
Паропровод №14 новый (Задвижка №142) 13 атм
№
РТС «Фрезер»
9
Паропровод №1 Мазутное хозяйство (задвижка 1П1) 13 атм
20
Вывод 1 очередь
21
Вывод 2 очередь
10
Подпиток бл.10 (трубопровод 1)
22
Подпитка 1 очередь
11
Подпиток бл.10 (трубопровод 2)
23
Подпитка 2 очередь
12
Подпиток «Север»
24
Холодная вода 1 подпитка
13
Подпиток «Восток»
25
Холодная вода 2 подпитка
14
Подпиток «Запад»
-
-
15
Источник холодной воды УУ ХВ основной ввод
-
-
Таблица 2 - Перечень СИ
№1
Наименование
Рег. № в ФИФ ОЕИ
Кол-во
1
2
3
4
1, 2,
4, 5,
20
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
72830-18
1
шт.
- вычислитель УВП-280 модификации УВП-280А.01
53503-13
1
шт.
- расходомер-счетчик ультразвуковой «ВЗЛЕТ МР» (исп. УРСВ-522ц)
28363-14
2
шт.
20,
21
- комплект термометров сопротивления КТПТР-01
46156-10
2 комп.2
- датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
72888-18
2
шт.
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
72830-18
1
шт.
- вычислитель УВП-280 модификации УВП-280Б.01
53503-13
1
шт.
3
- расходомер-счетчик ультразвуковой «ВЗЛЕТ МР» (исп. УРСВ-522ц)
28363-14
2
шт.
- комплект термометров сопротивления КТПТР-01
46156-10
2 комп.2
- датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
72888-18
2
шт.
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
72830-18
1
шт.
10-14,
- вычислитель УВП-280 модификации УВП-280А.01
53503-13
1
шт.
22,
- теплосчетчик ВИС.Т3 исполнение ВС
67374-17
1
шт.
23
- термометр сопротивления из платины технический ТПТ-13
46155-10
1
шт.
- датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
72888-18
1
шт.
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
72830-18
1
шт.
- вычислитель УВП-280 модификации УВП-280А.01
53503-13
1
шт.
6, 7
- диафрагма ДБС-1,6-500-Б-ГОСТ 8.586.2-2005
-
1
шт.
- преобразователь давления измерительный АИР-20/М2
63044-16
3
„ 4 шт.
- термометр сопротивления из платины технический ТПТ-13
46155-10
1
шт.
1
2
3
4
8
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
- вычислитель УВП-280 модификации УВП-280А.01
- преобразователь расхода вихревой «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ200)»
- термометр сопротивления из платины технический ТПТ-13
- датчик давления ЭМИС-БАР 123Н
72830-18 53503-13 42775-14 46155-10 72888-18
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
9
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
- вычислитель УВП-280 модификации УВП-280А.01
- диафрагма ДБС-1,6-500-Б-ГОСТ 8.586.2-2005
- преобразователь давления измерительный АИР-20/М2
- термометр сопротивления из платины технический ТПТ-13
72830-18 53503-13
-63044-16 46155-10
1 шт.
1 шт.
1 шт.
4 шт.4
1 шт.
15, 16,
17
Комплекс учета энергоносителей ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе: - вычислитель УВП-280 модификации УВП-280А.01 - термометр сопротивления из платины технический ТПТ-13 - датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
48574-11 53503-13 46155-10 72888-18
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
18
Вычислитель УВП-280 модификации УВП-280Б.01 Счетчик-расходомер электромагнитный РМ5-Т Термометр сопротивления ТС005
Датчик давления ЭЛЕМЕР-100 модель 1151
53503-13
20699-06
14763-08
39492-18
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
197
Вычислитель УВП-280 модификации УВП-280А.01
Термопреобразователь сопротивления ТС005
Датчик давления Метран-100 (Метран-100-ДА модель 1040)
53503-13
14763-97
22235-01
1 шт.
1 шт.
1 шт.
247, 257
Термометр сопротивления из платины технический ТПТ-13
46155-10
1 шт.
1 Приведена нумерация в соответствии с таблицей 1;
2 Используется два комплекта термометров сопротивления КТПТР-01, датчики температуры из первого комплекта установлены на прямом и обратном трубопроводе магистрали непосредственно рядом с расходомерами-счетчиками ультразвуковыми «ВЗЛЕТ МР», датчики из второго комплекта вынесены к границе балансовой принадлежности;
3 Вид исполнения ТПТ-1-3;
4 Используется два преобразователя давления измерительных АИР-20/М2 модификации АИР-20/М2-Н-ДД для измерения дифференциального давления и один модификации АИР-20/М2-Н-ДА для измерения абсолютного давления;
5 Используется три преобразователя давления измерительных АИР-20/М2 модификации АИР-20/М2-Н-ДД для измерения дифференциального давления и один модификации АИР-20/М2-Н-ДА для измерения абсолютного давления;
6 Используется два датчика давления Метран-100: один для измерения разности давлений (Метран-100-ДД) и один для измерения абсолютного давления (Метран-100-ДА);
7 Данный УУ для подключения термометров сопротивления из платины технических ТПТ-1-3 использует УВП-280 из состава другого УУ, соответственно: УУ 24 подключается через УВП-280 из состава УУ 22; УУ 25 подключается через УВП-280 из состава УУ 23.
Рисунок 1 - Структурная схема АСКУТЭ ТЭЦ-11
АСКУТЭ ТЭЦ-11 оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ осуществляет привязку результатов измерений к меткам времени в шкале единого системного времени. СОЕВ формируется на всех уровнях АСКУТЭ ТЭЦ-11, где используются средства измерений и вычислений, подразумевающих синхронизацию времени от источника сигналов единого времени. УСПД подключены к серверам синхронизации времени типа ССВ-1Г (рег. № 39485-08), которые непрерывно обрабатывают данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковых навигационных систем. Безусловная синхронизация времени осуществляется по протоколу NTP сервером синхронизации времени ССВ-1Г и УСПД. Синхронизация часов теплосчетчиков выполняется при каждом чтении данных (не реже одного раза в час) при расхождении показаний часов на величину более чем ±2 секунды. Функцию корректировки часов теплосчетчиков выполняет УСПД.
Допускается замена СИ из состава АСКУТЭ ТЭЦ-11 на аналогичные утвержденного типа, допущенные к применению в установленном порядке, метрологические характеристики которых обеспечивают метрологические и технические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-11, приведенные в таблицах 5 - 7. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АСКУТЭ ТЭЦ-11 как их неотъемлемая часть.
АСКУТЭ ТЭЦ-11 позволяет по цифровым интерфейсам опрашивать теплосчетчики установленные у сторонних организаций, при этом метрологические характеристики данных измерительных каналов не нормируются.
АСКУТЭ ТЭЦ-11 выполняет следующие функции:
- измерение количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии, используемых для формирования данных коммерческого учета;
- ведение единого времени при выполнении измерений количества тепловой энергии и параметров теплоносителя;
- периодический (часовые, суточные, месячные значения) сбор результатов измерений тепловой энергии и параметров теплоносителя;
- дистанционный сбор архивных данных, мгновенных значений (по запросу) со СИ нижнего уровня;
- хранение и ведение базы данных параметров теплоносителей;
- обеспечение доступа операторов к текущей и архивной информации в виде таблиц, графиков, ведомостей, отчетов, отображаемых на экране и выводимых на печать;
- информационное взаимодействие с внешними и смежными системами;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне.
Пломбирование СИ нижнего уровня, а также связующих и вычислительных компонентов среднего и верхнего уровней АСКУТЭ ТЭЦ-11, проводится в соответствии с конструкторской, технической и эксплуатационной документацией на них. Нанесение знака поверки на АСКУТЭ ТЭЦ-11 не предусмотрено. Заводской номер АСКУТЭ ТЭЦ-11 указан в формуляре.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) АСКУТЭ ТЭЦ-11 включает в свой состав:
- ПО нижнего уровня (НУ), данное ПО установлено в СИ, применяемых в составе АСКУТЭ ТЭЦ-11, идентификационные данные ПО НУ в соответствии с описаниями типа на данные СИ;
- ПО среднего уровня (СУ), идентификационные данные ПО СУ в соответствии с таблицей 3. ПО СУ устанавливается на сервер измерительно-вычислительного комплекса АСКУТЭ ТЭЦ-11 и реализует следующие функции:
- сбор измерительной информации с НУ;
- вычисление средневзвешенной энтальпии теплоносителя в обратных трубопроводах главных магистралей ТЭЦ-11;
- вычисление тепловой энергии в соответствии с заложенными алгоритмами;
- вычисление объема подпиточной воды;
- обеспечение работоспособности СОЕВ;
- передача измерительной информации на верхний уровень.
- ПО верхнего уровня (ВУ), идентификационные данные ПО ВУ в соответствии с таблицей 4. ПО ВУ устанавливается на сервер коммерческого учета АСКУТЭ ТЭЦ-11 размещенный в центре обработки данных (ЦОД) ПАО «Мосэнерго» и реализует следующие функции:
- сбор, хранение и обработка первичных (немодифицированных) данных об отпуске тепловой энергии и параметрах теплоносителя, полученных с нижнего и среднего уровней;
- вычисление суммарной тепловой энергии;
- формирование замещающих значений (досчетов) посредством алгоритмов, учитывающих определение количества тепловой энергии и теплоносителя при работе СИ НУ в нештатных режимах;
- формирование итоговых ведомостей, протокола и Акта отпуска тепловой энергии и расхода теплоносителей от объекта генерации;
- накопление и обработка данных в отдельном аналитическом хранилище данных, их анализ и отображение, а также предоставление регламентированной отчетности;
- мониторинг, аудит работоспособности и обработки диагностической информации от компонентов нижнего, среднего и верхнего уровней АСКУТЭ ТЭЦ-11;
- централизованное ведение паспортов по объектам коммерческого учета и справочников, используемых для обеспечения информационной совместимости функциональных подсистем ВУ АСКУТЭ ТЭЦ-11;
- обмен данными с внешними и смежными информационными системами;
- настройка ролей пользователей, администрирования действий пользователей, в соответствии с разработанной и утвержденной ролевой моделью;
- мониторинг (аудит) программных модулей ПО ВУ АСКУТЭ ТЭЦ-11;
- журналирование действий пользователей и работы АСКУТЭ ТЭЦ-11.
Нормирование метрологических характеристик АСКУТЭ ТЭЦ-11 проведено с учетом влияния программного обеспечения.
Конструкция и монтаж оборудования среднего уровня АСКУТЭ ТЭЦ-11 предусматривает полное ограничение доступа к метрологически значимой части ПО СУ и измерительной информации (отсутствие программно-аппаратных интерфейсов связи, наличие механической защиты). Ограничение доступа к метрологически значимой части ПО ВУ и измерительной информации обеспечивается логином и паролем, а также введением журнала событий, при этом доступ к оборудованию размещенному в ЦОД ПАО «Мосэнерго» ограничен механическими средствами защиты и пропускным режимом. Уровень защиты ПО в соответствии с Р 50.2.077-2014:
- для ПО НУ - в соответствии с описаниями типа на СИ входящие в состав АСКУТЭ ТЭЦ-11;
- для ПО СУ - «высокий»;
- для ПО ВУ - «высокий».
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО СУ
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Наименование ПО
Теплоэнергоучет. Метролог
Идентификационное наименование ПО
US-ME
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.1.0
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)
E72C3A765F0313287A953BE75B6BE96F
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода
MD5
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО ВУ
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Модуль КУ ВУ АСКУТЭ, Филиал ТЭЦ-11
Номер версии (идентификационный номер) ПО
0.1.700
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)
307ffb7d83d1881585282ae9294d6afb
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода
MD5
Технические характеристики
Таблица 5 - Метрологические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-11 в части ТЭЦ-11
Наименование характеристики
Значения обеспечиваемые применяемыми СИ
Режим ТЭЦ-11
1
2
3
1. Магистраль М8 (81-82 задвижки) (DN800)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 63,39 до 19198,72 от 63,39 до 19198,72
от 100 до 3000 от 100 до 3000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,51 до ±2,26
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,59 до ±3,43
от ±0,63 до±2,38
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,6 до ±1,32 от ±0,6 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,5
от ±0,6 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec но не более ±6,5
от ±1,64 до ±3,86
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
2. Магистраль М20 (201-202 задвижки) (DN1000)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 99,05 до 29998 от 99,05 до 29998
от 400 до 11000 от 400 до 11000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±1,16
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,59 до ±3,43
от ±0,60 до ±1,28
1
2
3
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,6 до ±1,32 от ±0,6 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,5
от ±0,6 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec но не более ±6,5
от ±1,61 до ±2,76
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
3. Магистраль М18 (181-182 задвижки) (DN500)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 24,76 до 7499,5 от 24,76 до 7499,5
от 85 до 3000 от 85 до 3000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,47 до ±1,28
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,59 до ±3,43
от ±0,60 до ±1,40
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,6 до ±1,32 от ±0,6 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,5
от ±0,6 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec но не более ±6,5
от ±1,60 до ±2,88
1
2
3
4. Магистраль М-1-11 (11-12 задвижки) (DN500)
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 24,76 до 7499,5 от 24,76 до 7499,5
от 85 до 2200 от 85 до 2200
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±1,28
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,59 до ±3,43
от ±0,60 до ±1,40
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий - обратный
от ±0,6 до ±1,32 от ±0,6 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,5
от ±0,6 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec но не более ±6,5
от ±1,61 до±2,88
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
5. Магистраль М-1-13 (13-14 задвижки) (DN500)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 24,76 до 7499,5 от 24,76 до 7499,5
от 85 до 2200 от 85 до 2200
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±1,28
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,59 до ±3,43
от ±0,60 до ±1,40
1
2
3
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,6 до ±1,32 от ±0,6 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,5
от ±0,6 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec но не более ±6,5
от ±1,61 до±2,88
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
6. Паропровод №10 (Задвижка №102) 7 атм (DN500)
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
от 1,44 до 20,62
от 1,44 до 18,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
-
от ±0,56 до ±3,00
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +450
от +175 до +270
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±2,40
от ±1,30 до ±1,68
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения количества тепловой энергии, %
-
от ±1,21 до ±3,11
Диапазон измерений абсолютного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0,78 до 0,89
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,26 до ±0,52
от ±0,26 до ±0,52
7. Паропровод №14 старый (Задвижка №143) 7 атм
DN400)
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
от 1,47 до 23,75
от 2,30 до 20,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
-
от ±1,1 до ±3,0
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +450
от +175 до +270
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±2,40
от ±1,30 до ±1,68
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения количества тепловой энергии, %
-
от ±1,21 до ±3,11
1
2
3
Диапазон измерений абсолютного давления, МПа
от 0,1 до 1,6
от 0,1 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,26 до ±0,52
от ±0,26 до ±0,52
8. Паропровод №14 новый (Задвижка №142) 13 атм
(DN400)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 800 до 18600
от 1860 до 18600
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±1,50 до ±2,50
±1,50
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±1,93 до ±2,93
±1,93
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +450
от +240 до +290
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±2,40
от ±1,56 до ±1,76
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения количества тепловой энергии, %
от ±2,04 до ±3,04
±2,04
Диапазон измерений абсолютного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0,1 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,26 до ±0,52
от ±0,26 до ±0,52
9. Паропровод №1 Мазутное хозяйство (задвижка 1
И) 13 атм (DN300)
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
от 4,3 до 44,2
от 4,3 до 39,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
-
от ±1,3 до ±3,0
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +450
от +230 до +280
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±2,40
от ±1,52 до ±1,72
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения количества тепловой энергии, %
-
от ±1,41 до ±3,11
Диапазон измерений абсолютного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0,1 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,26 до ±0,52
от ±0,26 до ±0,52
10. Подпиток бл.10 (трубопровод 1) (DN200)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 1,0 до 1000
от 1,0 до 1000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,6
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
1
2
3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычисления) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,23 до ±4,26
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычисления) объёма подпиточной воды, %
-
от ±1,41 до ±4,16
11. Подпиток бл.10 (трубопровод 2) (DN200)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 1,0 до 1000
от 1,0 до 1000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,6
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычисления) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,23 до ±4,26
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычисления) объёма подпиточной воды, %
-
от ±1,41 до ±4,16
12. Подпиток «Север» (DN200)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 1,0 до 1000
от 1,0 до 1000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,6
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычисления) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,23 до ±4,26
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычисления) объёма подпиточной воды, %
-
от ±1,41 до ±4,16
1
2
3
13. Подпиток «Восток» (DN100)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,8 до 200
от 0,8 до 200
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,6
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычисления) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,23 до ±4,26
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычисления) объёма подпиточной воды, %
-
от ±1,41 до ±4,16
14. Подпиток «Запад» (DN150)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,6 до 600
от 0,6 до 600
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,6
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычисления) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,23 до ±4,26
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычисления) объёма подпиточной воды, %
-
от ±1,41 до ±4,16
15. Холодная вода (ХВ основной ввод) городская вода УУ ХВ основной ввод
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,80
от ±0,53 до ±0,80
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,40 до ±1,90
от ±0,40 до ±0,60
1
2
3
16. Холодная вода (ХВ резервный ввод) городская вода УУ ХВ резервный ввод
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,80
от ±0,53 до ±0,80
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +100
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,40 до ±1,90
от ±0,40 до ±0,76
17. Техническая холодная вода на ХВО (Москворецкая (МВ)
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,80
от ±0,53 до ±0,80
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +100
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,40 до ±1,90
от ±0,40 до ±0,76
18. Аварийный подпиток бл. 9 (DN300)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 2,5 до 2500
от 2,5 до 2500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,70 до ±2,20
от ±0,70 до ±2,20
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,82 до ±2,32
от ±0,82 до ±2,32
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,57
от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,30 до ±0,59
от ±0,30 до ±0,59
Диапазон измерений температуры, °С
от -50 до +500
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,25 до ±1,35
от ±0,25 до ±0,43
19. Наружный воздух
Диапазон измерений температуры наружного воздуха, °С
от -50 до +500
от -45 до +45
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,40 до ±3,00
от ±0,40 до ±0,73
Диапазон измерений абсолютного давления, кПа
от 0 до 160
от 0 до 160
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,77
от ±0,53 до ±0,77
1
2 3
СОЕВ
Пределы абсолютной погрешности синхронизации измерительных и вычислительных компонентов с мировым временем, с/сутки
±5
Примечания
1 указаны предельные значения погрешностей, конкретные значения зависят от условий измерений и определяются в соответствии с документом 40166302.289939190.012.МВИ.11.01 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-11 и котельных, входящих в состав филиала. ТЭЦ-11. Методика измерений»;
2 при определении пределов допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, в качестве диапазона измерений принимается значения, указанные в столбце 2.
Таблица 6 - Метрологические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-11 в части РТС «Фрезер»
Наименование характеристики
Значения, обеспечиваемые применяемыми СИ
Основные режимы РТС «Фрезер»
1
2
3
20. Вывод 1 очередь (DN600)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 35,66 до 10799,28 от 35,66 до 10799,28
от 100 до 3500 от 100 до 3500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (E f), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±1,47
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,60 до ±1,59
Диапазон измерений температуры, °С - подающий - обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
От+ 70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий - обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (E t), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (E c), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
1
2
3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
E f + E t + E c , но не более ±6,5
от ±1,61 до ±3,07
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
21. Вывод 2 очередь (DN500)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 24,76 до 7499,5 от 24,76 до 7499,5
от 100 до 3500 от 100 до 3500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (E f), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,47до ±1,16
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,59 до ±1,28
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
От+ 70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий - обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (E t), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (E с), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
E f + E t + E c , но не более ±6,5
от ±1,60 до ±2,76
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий - обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
1
2
3
22. Подпиток 1 очередь (DN150)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,8 до 200
от 0,8 до 200
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычисления) количества тепловой энергии, %
-
±1,23 до ±4,26
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычисления) объёма подпиточной воды, %
-
от ±1,25 до ±4,01
23. Подпиток 2 очередь (DN80)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,16 до 40
от 0,16 до 40
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычисления) количества тепловой энергии, %
-
±1,23 до ±4,26
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычисления) объёма подпиточной воды, %
-
от ±1,25 до ±4,01
24. Холодная вода 1
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,60 до ±0,76
25. Холодная вода 2
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,60 до ±0,76
1
2 3
СОЕВ
Пределы абсолютной погрешности синхронизации измерительных и вычислительных компонентов с мировым временем, с/сутки
±5
Примечания
1 указаны предельные значения погрешностей, конкретные значения зависят от условий измерений и определяются в соответствии с документом 40166302.289939190.012.МВИ.11.02 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-11 и котельных, входящих в состав филиала. РТС «Фрезер». Методика измерений»;
2 при определении пределов допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, в качестве диапазона измерений принимается значения, указанные в столбце 2.
Таблица 7 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
- напряжение питающей сети переменного тока, В
- частота питающей сети переменного тока, Гц
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность окружающего воздуха при температуре +25 °С, %
- атмосферное давление, кПа
от 198 до 242
от 49 до 51 в соответствии с эксплуатационной документацией
до 80 от 84 до 106,7
Емкость архива АСКУТЭ ТЭЦ-11, не менее: - часового - суточного
- месячного (итоговые значения)
60 суток
6 месяцев 3 года
Глубина хранения результатов измерений на СКУ, лет, не менее
3,5
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы руководства по эксплуатации и формуляра типографским способом.
Комплектность
Таблица 8 - Комплектность
Наименование
Обозначение
Количество
1
2
3
Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-11 и котельных, входящих в состав филиала1
АСКУТЭ ТЭЦ-11
1 шт.
1
2
3
Формуляр АСКУТЭ ТЭЦ-11 в части ТЭЦ-11
40166302.289939190.012.ФО. 11.01
1 экз.
Формуляр АСКУТЭ ТЭЦ-11 в части РТС «Фрезер»
40166302.289939190.012.ФО. 11.02
1 экз.
Руководство по эксплуатации АСКУТЭ ТЭЦ-11 в части ТЭЦ-11
40166302.289939190.012.РЭК. 11.01 РЭ
1 экз.
Руководство по эксплуатации АСКУТЭ ТЭЦ-11 в части РТС «Фрезер»
40166302.289939190.012.РЭК. 11.02 РЭ
1 экз.
Методика измерений АСКУТЭ ТЭЦ-11 в части ТЭЦ-112
40166302.289939190.012.МВИ. 11.01
1 экз.
Методика измерений АСКУТЭ ТЭЦ-11 в части РТС «Фрезер»2
40166302.289939190.012.МВИ. 11.02
1 экз.
Эксплуатационные документы и паспорта на оборудование входящие в состав АСКУТЭ ТЭЦ-11
-
1 компл.
1 заводской № 011;
2 Полное наименования документов указано в разделе «Сведения о методиках (методах) измерений».
Сведения о методах измерений
приведены в документах:
- 40166302.289939190.012.МВИ.11.01 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-11 и котельных, входящих в состав филиала. ТЭЦ-11. Методика измерений»;
- 40166302.289939190.012.МВИ.11.02 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-11 и котельных, входящих в состав филиала. РТС «Фрезер». Методика измерений».
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 г. № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Правила коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 18.11.2013 № 1034
Методика осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, утвержденная приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 17.03.2014 № 99/пр
Техническая документация изготовителя
[category] =>
[brand] => ОАО "Мосэнерго", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 011
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[3] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[4] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Аудиометры
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84007-21
[name] => Аудиометры
[model] => KBV Porto с принадлежностями
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Инкубатор "Технологии реабилитационной индустрии" (ООО "Инкубатор "ТРИ"), г. Москва
[preview_text] => Аудиометры KBV Porto с принадлежностями (далее - аудиометры) предназначены для воспроизведения акустических сигналов с заданными уровнями прослушивания и частотами с целью диагностики степени потери слуха путем проведения тональной пороговой аудиометрии при воздушном звукопроведении с использованием головных телефонов и при костном звукопроведении с использованием костного вибратора.
[page_header] => Аудиометры KBV Porto с принадлежностями
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84007-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84007-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84007-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84007-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84007-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84007-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Аудиометры KBV Porto с принадлежностями (далее - аудиометры) предназначены для воспроизведения акустических сигналов с заданными уровнями прослушивания и частотами с целью диагностики степени потери слуха путем проведения тональной пороговой аудиометрии при воздушном звукопроведении с использованием головных телефонов и при костном звукопроведении с использованием вибратора.
Описание
Принцип действия аудиометров основан на генерировании электрических сигналов по принципу прямого цифрового синтеза (DDS) с микропроцессорным управлением. Электрический сигнал с выхода аудиометра подается на головной телефон или на костный вибратор. Информация о параметрах текущего обследования и аудиограммы отображаются на встроенном дисплее. Потерю слуха человека оценивают путем определения порогов слышимости по воздушному и костному звукопроведению.
Конструктивно аудиометры выполнены в виде компактного настольного переносного прибора, который работает от внутреннего источника питания или от сети через блок питания постоянного тока. Основной блок аудиометра имеет жёсткий корпус, в котором расположены электронные платы, TFT-дисплей, разъемы и элементы управления. Управление аудиометром осуществляется с помощью сенсорного дисплея. Клавиша включения устройства и разъемы расположены на задней панели корпуса прибора и снабжены соответствующей символьной и цветовой маркировкой. Имеется функция экспорта протоколов исследования на флеш-накопитель или персональный компьютер. Для связи с персональным компьютером аудиометры имеют встроенный интерфейс и комплектуются кабелем и флеш-накопителем с соответствующим программным обеспечением. Для обеспечения удобства работы к аудиометрам возможно подключение стандартной USB-клавиатуры и USB-мыши.
Аудиометры комплектуются аудиометрическими телефонами типа DD45, TDH39 и HDA300 для проведения тональной аудиометрии по воздушному звукопроведению и опционально костным вибратором типа В71 для проведения тональной аудиометрии по костному звукопроведению.
Аудиометры позволяют проводить исследования по двум независимым каналам как в ручном, так и в автоматическом режиме. При проведении аудиометрических тестов предусмотрена возможность маскирования неисследуемого уха узкополосным шумом на выбранном уровне прослушивания.
Нанесение знака поверки на аудиометры не предусмотрено. Заводской номер, идентифицирующий каждый экземпляр, указывается в формате цифрового обозначения на информационной наклейке на корпусе аудиометров.
Общий вид аудиометров представлен на рисунке 1. Вид снизу с указанием мест пломбировки, нанесения знака утверждения типа и нанесения заводского номера приведены на рисунке 2.
Рисунок 1 - Общий вид аудиометров
Рисунок 2 - Вид снизу с указанием мест пломбировки, нанесения знака утверждения типа и нанесения заводского номера
Программное обеспечение
Для управления режимами работы аудиометров и формирования тестовых сигналов применяется установленное ПО. Идентификационным признаком ПО служит номер версии, который доступен для просмотра в меню.
В соответствии с п. 4.3 рекомендации по метрологии Р 50.2.077-2014 конструкция аудиометров исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию. ПО недоступно пользователю и не подлежит изменению на протяжении всего времени функционирования аудиометров.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «низкий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Аудиометр KBV Porto
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже V. 0.0.1-464
Цифровой идентификатор ПО
_
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон частот при воздушном звукопроведении, Гц
от 125 до 8000
Диапазон частот при костном звукопроведении, Гц
от 250 до 8000
Пределы допускаемой относительной погрешности установки частоты, %
±2,0
Диапазон уровней прослушивания при воздушном звукопроведении* для телефона TDH39 на частотах, дБ
125 Гц
250 Гц
от 500 до 4000 Гц включ.
6000 Гц
8000 Гц
от -10 до +85 от -10 до +110 от -10 до +120 от -10 до +115 от -10 до +110
Диапазон уровней прослушивания при воздушном звукопроведении* для телефона DD45 на частотах, дБ 125 Гц 250 Гц от 500 до 4000 Гц включ.
св. 6000 до 8000 Гц включ.
от -10 до +85 от -10 до +110 от -10 до +120 от -10 до +110
Диапазон уровней прослушивания при воздушном звукопроведении* для телефона HDA300 на частотах, дБ 125 Гц 250 Гц от 500 до 4000 Гц включ.
св. 6000 до 8000 Гц включ.
от -10 до +110 от -10 до +115 от -10 до +120 от -10 до +105
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки уровней прослушивания при воздушном звукопроведении на частотах, дБ:
от 125 до 4000 Гц включ.
св. 6000 до 8000 Гц включ.
±3,0
±5,0
Диапазон уровней прослушивания при костном звукопроведении** для костного вибратора B71 на частотах, дБ: 250 Гц 500 Гц 750 Гц от 1000 до 1500 Гц включ.
2000 Гц
от 3000 до 4000 Гц включ.
от 6000 до 8000 Гц включ.
от -10 до +35 от -10 до +60 от -10 до +65 от -10 до +70 от -10 до +75 от -10 до +80 от -10 до +50
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки уровней прослушивания при костном звукопроведении на частотах, дБ:
от 250 до 4000 Гц включ.
св. 4000 до 8000 Гц включ.
±4,0
±5,0
Коэффициент нелинейных искажений при воздушном звукопроведении, %, не более
2,5
П Продолжение таблицы 2
Наименование характеристики
Значение
Коэффициент нелинейных искажений при костном звукопроведении, %, не более
5,5
Пределы абсолютной погрешности регулятора УП, дБ
±1,0
*Уровни прослушивания тестовых тональных сигналов при воздушном звукопроведении соответствуют уровням звукового давления относительно 2U0-5 Па.
**Уровни прослушивания тестовых тональных сигналов при костном звукопроведении соответствуют значениям переменой силы относительно 10-6 Н
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики
Габаритные размеры (основной блок), мм длина ширина высота
от 171,0 до 189,0 от 125,1 до 138,3 от 44,8 до 49,6
Масса (основной блок), г
от 538,7 до 595,4
Параметры электрического питания напряжение постоянного тока, В частота переменного тока, Гц
12,0 от 49,8 до 50,2
Рабочие условия применения:
температура окружающего воздуха, °С относительная влажность окружающего воздуха, % атмосферное давление, кПа
от +15 до +35 от 30 до 80 от 98 до 104
Знак утверждения типа
наносится на информационную наклейку на корпусе аудиометров и титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность аудиометров
Наименование
Обозначение
Количество
Аудиометр (Основной блок)
KBV Porto с принадлежностями
1 шт.
Головной телефон
DD45/ TDH39/ HDA300
1*шт.
Костный вибратор
В71
1** шт.
Пульт обследуемого
ТЕХВ.301261.001
1 шт.
Сетевое зарядное устройство АС/DC (блок питания)
GSM40A12-P1J
1 шт.
Кабель micro USB - USB
_
1 шт.
Кабель питания для подключения к персональному компьютеру
_
1 шт.
Сумка для переноски
_
1 шт.
Программное обеспечение для ПК «Аудиометр - ПК» (на флеш-накопителе)
RU.13266745.00002-01
1 шт.
Руководство по эксплуатации
ТЕХВ.941345.002РЭ
1 экз.
Паспорт
ТЕХВ.941345.001ПС
1 экз.
* Поставляется только один из указанных телефонов
* * Опция
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 6 «Проведение исследования» документов ТЕХВ.941345.002РЭ.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 30 ноября 2018 г. № 2537 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений звукового давления в воздушной среде и аудиометрических шкал»;
ГОСТ Р МЭК 60645-1-2017 «Электроакустика. Аудиометрическое оборудование. Часть 1. Оборудование для тональной и речевой аудиометрии»;
ТУ 26.60.12-001-13266745-2020 «Аудиометры KBV Porto с принадлежностями.
Технические условия».
[category] => Аудиометры
[brand] => ООО "Инкубатор "Технологии реабилитационной индустрии" (ООО "Инкубатор "ТРИ"), г. Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Комплект мер неразрушающего контроля для настройки предельной чувствительности ультразвукового контроля цельнокатаных колёс
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84030-21
[name] => Комплект мер неразрушающего контроля для настройки предельной чувствительности ультразвукового контроля цельнокатаных колёс
[model] => КМ НК
[brand_full] => Акционерное общество "Выксунский металлургический завод" (АО "ВМЗ"), Нижегородская область, г. Выкса
[preview_text] => Комплект мер неразрушающего контроля для настройки предельной чувствительности ультразвукового контроля цельнокатаных колёс КМ НК (далее -комплект мер) предназначен для воспроизведения геометрических размеров искусственных отражателей и используется для настройки, поверки и калибровки установок ультразвукового контроля цельнокатаных колёс.
[page_header] => Комплект мер неразрушающего контроля для настройки предельной чувствительности ультразвукового контроля цельнокатаных колёс КМ НК
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84030-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84030-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84030-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84030-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84030-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Комплект мер неразрушающего контроля для настройки предельной чувствительности ультразвукового контроля цельнокатаных колёс КМ НК (далее -комплект мер) предназначен для воспроизведения геометрических размеров искусственных отражателей и используется для настройки, поверки и калибровки установок ультразвукового контроля цельнокатаных колёс.
Описание
Принцип действия комплекта мер основан на воспроизведении геометрических размеров искусственных отражателей, выполненных в частях цельнокатаных колёс.
Комплект мер состоит из 36 мер: КМ НК № 1 М1 - КМ НК № 1 М36 (далее - меры М1 - М36).
Конструктивно меры М1 - М24 представляют собой части обода цельнокатаного колеса с выполненными в них искусственными отражателями - плоскодонными отверстиями (далее - ПДО) диаметром 1 и 2 мм. Меры М1 - М24 предназначены для настройки и проверки основных параметров ультразвукового контроля обода цельнокатаных колёс в осевом (с наружной стороны) и радиальном направлениях.
Конструктивно меры М25 - М27 и М31 - М33 представляют собой части ступицы цельнокатаного колеса с выполненными в них искусственными отражателями - ПДО диаметром 3 и 5 мм. Меры М25 - М27 и М31 - М33 предназначены для настройки и проверки основных параметров ультразвукового контроля ступицы цельнокатаных колёс.
Конструктивно меры М28 - М30 и М34 - М36 представляют собой части диска цельнокатаного колеса с выполненными в них искусственными отражателями - ПДО диаметром 3 и 5 мм. Меры М28 - М30 и М34 - М36 предназначены для настройки и проверки основных параметров ультразвукового контроля диска цельнокатаных железнодорожных колёс.
Общий вид комплекта мер приведен на рисунке 1.
Пломбирование комплекта мер не предусмотрено. Заводской номер нанесен на боковой грани каждой меры и содержит: сокращенное наименование, заводской номер комплекта и порядковый номер меры
Рисунок 1 - Общий вид комплекта мер неразрушающего контроля для настройки предельной чувствительности ультразвукового контроля цельнокатаных колёс КМ НК
Программное обеспечение
Отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальное значение диаметров ПДО, мм меры М1 - М12
1
меры М13 - М24
2
меры М25 - М30
3
меры М31 - М36
5
Допускаемое отклонение диаметров ПДО от номинального
+0,2
значения, мм
Номинальное значение глубины ПДО, мм меры М1 - М25; М31
10
меры М26; М27; М32; М33
20
мера М30; М36
15
меры М28; М29; М34; М35
5
Допускаемое отклонение глубины ПДО от номинального значения, мм
меры М1 - М27; М31 - М33
±0,5
меры М28; М29; М30; М34; М35; М36
±0,1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения
±0,5
глубины ПДО, мм
Наименование характеристики
Значение
Номинальное значение высоты (толщины) меры в зоне
расположения ПДО, мм
меры М1; М13
130
меры М2; М14
75
меры М3; М12; М15; М24; М29; М30; М35; М36
20
меры М4; М16
100
меры М5; М9; М17; М21
50
меры М6; М10; М18; М22
40
меры М7; М19
73
меры М8; М20
60
меры М11; М23; М27; М28; М33; М34
30
меры М25; М31
190
меры М26; М32
115
Допускаемое отклонение высоты (толщины) меры в зоне
расположения ПДО от номинального значения, мм
все меры, кроме меры М11
±0,5
мера М11
±1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения высоты (толщины) меры в зоне расположения ПДО, мм
±0,5
Номинальное значение угла наклона оси ПДО, °
90
Допускаемое отклонение угла наклона оси ПДО от номинального значения, °
±1
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Марка материала
Сталь колёсная марки 2 по ГОСТ 10791
Габаритные размеры, мм, не более
- длина
1000
- ширина
1000
- высота
200
Масса, кг, не более
500
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С
от +10 до +30
- относительная влажность воздуха (при t=25 °С)
не более 80
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Комплект мер неразрушающего контроля для настройки предельной чувствительности ультразвукового контроля цельнокатаных колёс
КМ НК
1 компл.
Ящик для хранения комплекта мер с брезентовым чехлом
-
1 шт.
Руководство по эксплуатации
ДБСА.412929.001РЭ
1 экз.
Паспорт
ДБСА.412929.001ПС
1 экз.
Методика поверки
МП 203-26-2021
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 Руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
Техническая документация изготовителя.
[category] =>
[brand] => АО "Выксунский металлургический завод" (ВМЗ), г.Выкса
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 1
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Станции метеорологические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84027-21
[name] => Станции метеорологические
[model] => АМС-2000М
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Спецпроект" (ООО "Спецпроект"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Станции метеорологические АМС-2000М (далее - метеостанции) предназначены для автоматических измерений метеорологических параметров: скорости и направления воздушного потока, атмосферного давления, температуры и относительной влажности воздуха, метеорологической дальности видимости и высоты нижней границы облаков, а также для передачи информации по интерфейсу RS-232/RS-485, регистрации метеопараметров на съемном носителе для дальнейшей обработки и хранения с использованием ЭВМ.
[page_header] => Станции метеорологические АМС-2000М
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84027-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84027-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84027-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84027-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84027-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Станции метеорологические АМС-2000М (далее - метеостанции) предназначены для автоматических измерений метеорологических параметров: скорости и направления воздушного потока, атмосферного давления, температуры и относительной влажности воздуха, метеорологической дальности видимости и высоты нижней границы облаков, а также для передачи информации по интерфейсу RS-232/RS-485, регистрации метеопараметров на съемном носителе для дальнейшей обработки и хранения с использованием ЭВМ.
Описание
Принцип действия метеостанций основан на преобразовании метеорологических параметров приземного слоя атмосферы в электрические сигналы и далее - в цифровые коды, подлежащие дальнейшей обработке, хранению на внутреннем носителе, передаче и визуализации.
Область применения - метеорология: наблюдения за погодой на метеорологических станциях и в пунктах метеонаблюдений, обслуживающих авиацию, транспорт, различные отрасли промышленности и сельское хозяйство, мониторинг загрязнения воздушной среды, научные исследования.
Конструктивно метеостанции построены по модульному принципу. Метеостанции состоят из модуля измерительного, модуля приёма, обработки и выдачи информации, модуля электропитания, линий связи и вспомогательного оборудования.
Общий вид метеостанций представлен на рис.1.
Модуль измерительный состоит из первичных измерительных преобразователей (ПИП) метеорологических параметров (таблица 1) и вспомогательного оборудования. В шкафу телеметрии (ШТ) находятся модуль приёма, обработки и выдачи информации и модуль электропитания.
Первичные измерительные преобразователи температуры, влажности, скорости и направления воздушного потока (из состава измерительного модуля) расположены на метеорологической мачте. Датчики высоты облаков и метеорологической дальности видимости размещаются отдельно на подготовленной площадке. Датчик давления, в зависимости от исполнения, размещается либо в ШТ на метеомачте, либо в помещении.
Модуль приёма, обработки и выдачи информации состоит из контроллера АВГР.416311.001.03 со встроенным программным обеспечением и вспомогательного коммуникационного оборудования, размещенных в ШТ, обеспечивающем защиту от неблагоприятных условий внешней среды.
Модуль электропитания состоит из преобразователя напряжения, размещаемого в помещении, и, в зависимости от конфигурации метеостанции, резервной аккумуляторной батареи, размещаемой в одном корпусе с модулем центральной системы.
В зависимости от требований к метеостанции число и виды ее измерительных каналов (ИК) могут варьироваться.
1 -шкаф телеметрии;
2 - компьютер для приёма и отображения получаемой информации;
3 - метеорологическая мачта;
4 - датчик измерения скорости воздушного потока М-127;
5 - датчик измерения влажности воздуха ДВ2М-1П-Б;
6 - датчик измерения температуры воздуха ПТК-3М-0,1-02К;
7 - датчик измерения метеорологической дальности видимости ФИ-4 (блок фотометрический);
8 - датчик измерения метеорологической дальности видимости ФИ-4 (блок отражательный);
9 - датчик измерения давления БРС-1М-1;
10 - измеритель высоты нижней границы облаков ДВО-2 (передатчик);
11 - измеритель высоты нижней границы облаков ДВО-2 (приёмник).
Рисунок 1 - Общий вид станций метеорологических АМС-2000М
Заводской номер указан в формуляре. Нанесение знака поверки на корпус
метеостанций не предусмотрено, знак поверки наносят в формуляр. Пломбирование метеостанций не предусмотрено.
Таблица 1- ПИП метеорологических параметров в составе метеостанций
Наименование ИК
Наименование датчика
Номер датчика в ФИФ*
- температуры воздуха
Датчики температуры воздуха ПТК-3М-0,1-0,2К
-
- относительной влажности воздуха
Датчики влажности воздуха ДВ2М-1П-Б/080
25948-11
Измеритель влажности и температуры HMP155
42941-09
- атмосферного давления
Датчики давления ПДТК-01-М-314
-
Барометры рабочие сетевые БРС-1М-1
16006-97
- скорости и направления воздушного потока
Датчики ветра малогабаритные ДВМ
29644-05
Датчики ветра М-127
10146-85
Измерители параметров ветра ультразвуковые ИПВ-У
42845-09
- высоты нижней границы облаков
Измерители высоты облаков ДВО-2
29269-16
Датчики облаков лазерные ДОЛ-2
32517-12
- метеорологической дальности
видимости
Измерители дальности видимости ФИ-4
49487-12
* ФИФ - Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений
Программное обеспечение
Программное обеспечение станций АМС-2000М состоит из встроенного ПО контроллера АГВР.413611.001.03 и внешнего ПО. Встроенное ПО обеспечивает сбор, обработку, запись на карту памяти измерительной информации и передачу данных. Внешнее ПО обеспечивает отображение и регистрацию результатов измерений, проверку состояния и настройку контроллера станции. Доступ к функциям внешнего ПО, связанным с настройкой станций, защищен паролем. Встроенное ПО контроллера АГВР.413611.001.03 является метрологически значимым, влияние программного обеспечения учтено при нормировании метрологических характеристик метеостанций.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2- Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные
Значение
Встроенное ПО
Внешнее ПО
Идентификационное наименование ПО
AmsFirmware.bin
AMS_M
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Не ниже 1.0
Не ниже 7.0
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - средний в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики метеостанций представлены в таблицах 3 и 4.
аблица 3 - Метрологические характеристики метеостанций
Наименование измерительного канала
Первичный измерительный преобразователь измерительного канала
Диапазон измерений
Пределы допускаемой
погрешности в рабочих условиях применения, Д - абсолютной;
6 - относительной, %
Канал измерения
температуры воздуха, °С (t - измеренная температура воздуха)
ПТК-3М-0,1-0,2К
от -60 до +60
±0,2 °С (Д) при t > -30 °С
±0,3 °С (Д) при t < -30 °С
Канал измерения
относительной влажности воздуха, %
ДВ2М-1П-Б/080
от 0 до 98
± (2 +0,2-|t-20|) % (Д) при t -температуре рабочих условий
HMP155
от 0,8 до 100
±5 % (Д) при температурах
от -60 до -40 °С включ.;
±3 % (Д) при температурах выше -40 до +60 °С
Канал измерения
атмосферного давления, гПа
ПДТК-01-М-314
от 600 до 1100
± 0,3 гПа (Д)
БРС-1М-1
± 0,33 гПа (Д)
Канал измерения
скорости воздушного потока, м/с (V -
измеренная скорость воздушного потока)
ДВМ
от 0,6 до 60
± (0,3+0,05^V) м/с (Д)
М-127
от 1 до 60
± (0,3+0,04^V) м/с (Д)
ИПВ-У
от 0,2 до 60
± (0,2+0,03^V) м/с (Д)
Канал измерения
направления воздушного потока, град.
ДВМ
от 0 до 360
±10 ...° (Д)
М-127
±6...°(Д)
ИПВ-У
±5 .. ° (Д) при V< 5 м/с
Канал измерения
метеорологической дальности видимости
(МДВ), м
(S -измеренная МДВ)
ФИ-4
от 20 до
6000;
от 45 до
10000
±15 % (5) при 20 м < S < 250 м
±10 % (5) при 250 м < S < 3000 м
±20 % (5) при 3000 м < S < 10000 м
Канал измерения
высоты нижней
границы облаков
(ВНГО), м (Н - измеренная ВНГО)
ДВО-2
от 15 до 2000
±10 м (Д) при 15 м < Н < 100 м
±10% (5) при 100 м < Н < 2000 м
ДОЛ-2
от 0 до 7500
±7.5 м (Д) при 0 м < Н < 750 м
± 1% (5) при 750 м < Н < 7500 м
Примечания:
1) В каналах МДВ и ВНГО, канале измерения направления воздушного потока с ИПВ-У, канале измерения атмосферного давления с БРС-1М-1, ИК относительной влажности cHMP155 выходной сигнал датчика передается в контроллер по цифровому интерфейсу, для остальных типов датчиков выходной сигнал - частотный и преобразуется контроллером к цифровому виду, погрешность преобразования контроллером частотноимпульсных сигналов пренебрежимо мала по сравнению с погрешностью ПИП;
2) Условия эксплуатации для ПИП - см. таблицу 4.
Таблица 4 - Технические характеристики метеостанций
Наименование характеристики
Значение характеристики
Электрическое питание от сети переменного тока: -напряжение, В
-частота, Гц
от 220 до 240 50±1
Максимальная потребляемая мощность, Вт
400
Средняя наработка на отказ, ч
10000
Срок службы, лет
10
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды ПИП и ШТ,°С размещаемых на открытом воздухе в составе ИК давления, температуры, влажности, скорости и параметров ветра;
- для датчиков МДВ и ВНГО
- для ПК, блоков управления ПИП и датчика давления, размещаемых в помещении - относительная влажность, %
- атмосферное давление, гПа
от -60 до +60
от -50 до +50
от 5 до 40
от 30 до 80
от 600 до 1100*
Исполнения по ГОСТ 15150-69
- ПИП, размещаемых на открытом воздухе - ПК и датчика давления, размещаемых в помещении
УХЛ1
УХЛ 4.2
Габаритные размеры, масса
длина, мм
ширина, мм
высота, мм
диаметр, мм
масса, кг
Шкаф телеметрии
340
240
430
—
11,8
Преобразователь температуры
ПТК-3М-0,1-02К
—
—
50
6
0,1
Измерительный преобразователь влажности ДВ2М-1П-Б/080
—
—
125
12
0,1
Измеритель влажности и температуры HMP155
240
—
—
24
0,1
Датчик ветра малогабаритный ДВМ
380
194
412
2
Датчик ветра М-127
640
290
695
—
6,5
Измеритель параметров ветра ультразвуковой ИПВ-У - устройство измерительное - блок питания - блок управления
520
190
265
—
315
315
—
110
140
170 — —
2,5
2,5
5,0
Преобразователь давления
ПДТК-01-М-314
—
—
94
37
0,15
Барометр рабочий сетевой БРС-1М-1
205
180
65
—
2
Измеритель высоты облаков ДВО-2:
- приемник
- передатчик
- блок измерительный
- пульт дистанционный
610
570
600
—
70,0
610
570
600
—
70,0
490
495
170
—
9,0
240
190
90
—
3,5
Продолжение таблицы 4
Наименование характеристики
Значение характеристики
Габаритные размеры, масса
длина, мм
ширина, мм
высота, мм
диаметр, мм
масса, кг
Датчик облаков лазерный ДОЛ-2 - устройство приемо-передающее
510
360
960
—
41
- блок управления
260
330
140
—
4,5
Измеритель дальности видимости ФИ-4: - блок фотометрический
240
270
820
—
16,0
- блок отражательный
210
215
500
—
7,0
- блок индикации
185
85
220
—
2,5
* для ДВО-2 рабочий диапазон атмосферного давления составляет от 700 до 1100 гПа.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским методом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность метеостанций
Наименование
Обозначение
Количество
Контроллер
АВГР.416311.001.03
1
Модуль измерительный
Датчик температуры воздуха
ПТК-3М-0,1-0,2К
1
Датчик влажности воздуха
ДВ2М-1П-Б/080 или
НМР155
1*
Датчик давления или барометр рабочий сетевой
ПДТК-01-М-314 БРС-1М-1
1*
Датчик параметров ветра или
Измеритель параметров ветра ультразвуковой
ДВМ или М-127 ИПВ-У
1*
Датчик высоты облаков или Датчик облаков лазерный
ДВО-2
ДОЛ-2
1*
Измеритель дальности видимости
ФИ-4
1*
ПК с предустановленным ПО
-
1
Модуль электропитания (аккумулятор)
-
1
Источник бесперебойного питания
-
Станции метеорологические АМС-2000М. Формуляр
АГВР.416311.001 ФО
1
Станции метеорологические АМС-2000М.
Руководство по эксплуатации
АГВР.416311.001 РЭ
1
Программное обеспечение АМС-2000М.
Руководство пользователя
АГВР.416311.001 РП
1
* Конкретный состав метеостанции определяется в соответствии с техническим заданием на поставку
Сведения о методах измерений
методы измерений приведены в разделе 2.3 документа АГВР.416311.001 РЭ «Станции метеорологические АМС-2000М. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Перечень измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, п. 9, утвержденный постановлением Правительства РФ от 16 ноября 2020 г. № 1847.
АГВР.416311.001 ТУ Станции метеорологическиеАМС-2000М. Технические условия.
[category] =>
[brand] => ООО "Спецпроект", г.С.-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 121
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 99
(82%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 22
(18%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РТК Энергосбыт" (ООО "ЦХД" (ЦОД Екатеринбург))
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84006-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РТК Энергосбыт" (ООО "ЦХД" (ЦОД Екатеринбург))
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ЭнергоПромРесурс" (ООО "ЭнергоПромРесурс"), Московская обл., г. Красногорск
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТК Энергосбыт» (ООО «ЦХД» (ЦОД Екатеринбург)) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РТК Энергосбыт" (ООО "ЦХД" (ЦОД Екатеринбург))
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84006-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84006-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84006-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84006-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТК Энергосбыт» (ООО «ЦХД» (ЦОД Екатеринбург)) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), устройства измерения напряжения в высоковольтной сети (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер на базе закрытой облачной системы Hyper-V (сервер), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0 Пром», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется один раз в час, корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения часов сервера с УСВ.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи (1 раз в сутки), корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОО «РТК Энергосбыт» (ООО «ЦХД» (ЦОД Екатеринбург)).
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0 Пром». ПО «Пирамида 2.0 Пром» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0 Пром». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2.0 Пром» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2.0 Пром» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0 Пром»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Binary Pack Con-trols.dll
Check Data Integ-rity.dll
Coml ECFunc-tions.dll
ComMod-busFunc-tions.dll
Com StdFunc-tions.dll
DateTime Pro-cessing.dll
Safe Values DataUp-date.dll
Simple Verify Data
Sta-tuses.dll
Summary Check CRC.dll
Values DataProce ssing.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 10.3.1
Цифровой идентификатор ПО
EB1984E 0072ACF E1C7972 69B9DB 15476
E021CF9 C974DD7 EA91219 B4D4754 D5C7
BE77C56 55C4F19 F89A1B4 1263A16 CE27
AB65EF4 B617E4F7 86CD87B 4A560FC 917
EC9A864 71F3713E 60C1DAD 056CD6E 373
D1C26A2 F55C7FE CFF5CAF 8B1C056 FA4D
B6740D3 419A3BC 1A42763 860BB6F C8AB
61C1445B B04C7F9 BB4244D 4A085C6 A39
EFCC55 E91291D A6F8059 79323644 30D5
013E6FE 1081A4C F0C2DE9 5F1BB6E E645
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УСВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
ТП-10 кВ № 30210, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 3
ТШЛ - 0,66
Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С
I-TOR-10-U-2
Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3
Рег. № 68618-17 Фазы: А; В; С
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Hyper-V
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,5
5,8
2
ТП-10 кВ № 30210, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 4
ТШЛ - 0,66
Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С
I-TOR-10-U-2
Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3
Рег. № 68618-17 Фазы: А; В; С
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,5
5,8
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)
±5 с
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество ИК
2
Нормальные условия: параметры сети:
напряжение, % от ином
от 95 до 105
ток, % от 1ном
от 1 до 120
коэффициент мощности cosф
0,9
частота, Гц
от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С
от +15 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
напряжение, % от ином
от 90 до 110
ток, % от 1ном
от 1 до 120
коэффициент мощности cosф
от 0,5 до 1,0
частота, Гц
от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С
от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
от -5 до +35
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
165000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
45000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
113
при отключении питания, лет, не менее
10
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока шинные
ТШЛ-0,66
6
Устройства измерения напряжения в высоковольтной сети
I-TOR-10-U-2
6
Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05МК
2
Устройства синхронизации времени
УСВ-3
1
Сервер на базе закрытой облачной системы
Hyper-V
1
Формуляр
ЭНПР.411711.076.ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РТК Энергосбыт» (ООО «ЦХД» (ЦОД Екатеринбург))», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "ЭнергоПромРесурс", г. Красногорск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 076
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Сигнализаторы загазованности бытовые
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84005-21
[name] => Сигнализаторы загазованности бытовые
[model] => СГГ-10Б
[brand_full] => Федеральное государственное унитарное предприятие "Смоленское производственное объединение "Аналитприбор" (ФГУП "СПО "Аналитприбор"), г. Смоленск
[preview_text] => Сигнализаторы загазованности бытовые СГГ-10Б (далее - сигнализаторы) предназначены, в соответствии с модификацией, для выдачи сигнализации о превышении установленных пороговых значений содержания оксида углерода и горючих газов (метана или пропан-бутановой смеси) в воздухе и управляющего сигнала на запорный электромагнитный клапан.
[page_header] => Сигнализаторы загазованности бытовые СГГ-10Б
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84005-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84005-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84005-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84005-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84005-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84005-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Сигнализаторы загазованности бытовые СГГ-10Б (далее - сигнализаторы) предназначены, в соответствии с модификацией, для выдачи сигнализации о превышении установленных пороговых значений содержания оксида углерода и горючих газов (метана или пропан-бутановой смеси) в воздухе и управляющего сигнала на запорный электромагнитный клапан.
Описание
Способ подачи пробы - диффузионный.
Тип сигнализаторов - стационарные, одноблочные, непрерывного действия, одноканальные.
Условные наименования, обозначения модификаций сигнализаторов и принцип действия приведены в таблице 1.
Таблица 1
Условное наименование и обозначение модификации сигнализаторов
Принцип действия сигнализаторов
Определяемый компонент
СГГ-10Б-СН
ИБЯЛ.413411.066
Т ермохимический
Метан (СН4) или пропан-бутановая смесь
СГГ-10Б-СО
ИБЯЛ.413411.066-01
Электрохимический
Оксид углерода (СО)
Общий вид сигнализаторов представлен на рисунке 1.
Сигнализаторы оснащены:
- встроенным термохимическим (далее - ТХД) или электрохимическим датчиком
(далее - ЭХД) (в соответствии с модификацией);
- световыми индикаторами «ГАЗ», «ОТКАЗ», «ВКЛ»;
- кнопкой «СБРОС».
При снятой передней панели доступны:
- два овальных отверстия - для крепления сигнализаторов к плоской поверхности;
- клеммы «ПИТ.» - для подключения источника питания;
- клеммы «КЛАП.» - для подключения электромагнитного запорного клапана;
- на сигнализаторах СГГ-10Б-СН клемма «СГГ-10Б-СО» - для подключения сигнализаторов модификации СГГ-10Б-СО при необходимости совместной работы сигнализаторов;
- на сигнализаторах СГГ-10Б-СО клемма «КОНТР.» - для контроля метрологических характеристик сигнализаторов;
- разъем «УПРАВЛ.» - для проверки сигнализаторов по ГС и выборе значений порогов сигнализации).
а) сигнализаторы СГГ-10Б-СН
б) сигнализаторы СГГ-10Б-СО
Рисунок 1 - Общий вид сигнализаторов загазованности бытовых СГГ-10Б
Схема пломбировки сигнализаторов от несанкционированного доступа представлена на рисунке 2.
Вид спереди со снятой передней крышкой
Грантийная наклйка
Стрелкой указано место пломбировки от несанкционированного доступа.
Рисунок 2 - Схема пломбировки сигнализаторов от несанкционированного доступа
Сигнализаторы обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- измерение - измерение в воздухе:
а) СГГ-10Б-СН - довзрывоопасной концентрации горючих газов (метана или пропанбутановой смеси);
б) СГГ-10Б-СО - массовой концентрации оксида углерода;
- сигнализация уровня загазованности - выдача световых и звуковых сигналов о превышении установленных пороговых значений содержания определяемого компонента;
- выдача электрического сигнала на закрытие клапана;
- самодиагностика - автоматический контроль технического состояния сигнализаторов при включении и непрерывно во время работы;
- автокорректировка нуля - периодическая корректировка нулевых показаний сигнализаторов СГГ-10Б-СН без подачи газовой смеси;
- питание сигнализаторов СГГ-10Б-СО (только СГГ-10Б-СН);
- дублирование сигнализации ГАЗ-ТРЕВОГА при получении сигнала ТРЕВОГА от сигнализатора СГГ-10Б-СО (только СГГ-10Б-СН);
- информационная:
а) выдача информационных сигналов о режимах работы и состояниях сигнализаторов;
б) выдача непрерывного выходного сигнала напряжения постоянного тока от 0,4 до 2,0 В для контроля метрологических характеристик (только СГГ-10Б-СО);
- корректировка нуля и чувствительности по газовым смесям.
Программное обеспечение
[category] => Газоанализаторы
[brand] => ФГУП СПО "Аналитприбор", г.Смоленск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 102
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 7
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 102
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Анализаторы спектра
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84004-21
[name] => Анализаторы спектра
[model] => N9021B
[brand_full] => Компания "Keysight Technologies Malaysia Sdn. Bhd.", Малайзия
[preview_text] => Анализаторы спектра N9021В (далее - анализаторы) предназначены для измерений и визуального контроля параметров радиосигналов (частоты, уровня, параметров модуляции) в частотной области.
[page_header] => Анализаторы спектра N9021B
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84004-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84004-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84004-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84004-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84004-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84004-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Анализаторы спектра N9021B (далее - анализаторы) предназначены для измерений и визуального контроля параметров радиосигналов (частоты, уровня, параметров модуляции) в частотной области.
Описание
Принцип действия анализаторов основан на методе последовательного анализа сигнала. Анализаторы представляют собой автоматически или вручную перестраиваемые супергетеродинные приемники, которые отображают амплитуды спектральных компонент в зависимости от частоты.
Управление операциями меню, а также задание рабочих параметров анализаторов производится с помощью клавиатуры передней панели; результаты измерений выводятся на экран дисплея в графической и цифровой формах. Для работы в составе автоматизированных систем анализаторы обеспечивают подключение по интерфейсам: GPIB, USB, LAN.
Анализаторы выпускаются с опциями, основным отличиями которых являются: диапазоны частот, частоты предусилителя и измерительные приложения.
Конструктивно анализатор выполнен в виде переносного моноблока, на передней панели которого расположены органы управления и жидкокристаллический цветной дисплей.
Самоклеящаяся этикетка с заводским (серийным) номером, однозначно идентифицирующим каждый экземпляр нагрузок размещена на задней панели.
Нанесение знака поверки не предусмотрено.
Для анализаторов определён состав опций и их функциональные возможности, которые приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Состав опций и их функциональные возможности
Опция
Функциональное назначение
532
Частотный диапазон от 10 Гц до 32 ГГц
544
Частотный диапазон от 10 Гц до 44 ГГц
550
Частотный диапазон от 10 Гц до 50 ГГц
P32
Предусилитель, 100 кГц - 32 ГГц
P44
Предусилитель, 100 кГц - 44 ГГц
P50
Предусилитель, 100 кГц - 50 ГГц
PFR
Прецизионный опорный генератор 10 МГц
Опция
Функциональное назначение
EA3
Электронный аттенюатор до 3,6 ГГц
В2Х
Полоса анализа 255 МГц
B5X
Полоса анализа 510 МГц
MPB
Обход преселектора
DP2
Цифровой обработчик с памятью для захвата данных 2 Гбайта
DP4
Цифровой обработчик с памятью для захвата данных 4 Гбайта
FS1
Ускорение развертки
FS2
Ускорение развертки
EP1
Улучшение фазовых шумов
NF2
Компенсация собственных шумов прибора
EXM
Опция для работы с внешними преобразователями частоты
FP2 (90EMFP2B)
Ускорение измерений мощности в полосе частот
RT1 (N9021RT1B)
Анализатор спектра реального времени c базовыми возможностями
RT2 (n9021RT2b)
Анализатор спектра реального времени с расширенными возможностями
FT1 (N90EMFT1B)
Триггер по частотной маске, базовый режим
FT2 (n90EMFT2b)
Триггер по частотной маске, расширенный режим
DUA (N90EMDUAB)
Анализ в реальном времени во временной и частотной областях одновременно
EMC (N90EMEMCB)
Базовые функции для проведения предварительных квалификационных испытаний на ЭМС (детекторы в соответствии со стандартами CISPR, нормирование полосы по уровню минус 6 дБ, предустановки диа
пазонов)
EDP (N90EMEDPB)
Набор расширенных функций отображения (спектрограмма, увеличение области графика, зональный обзор)
RBE
Расширение максимальной полосы фильтров ПЧ
ESC
Управление внешним генератором
SS1
Дополнительный съемный твердотельный накопитель c ОС Windows 10
SF1
Запрет запуска программ из измерительного приложения
SF2
Запрет сохранения и вызова результатов измерений из измерительного приложения
CR3
Соединитель на задней панели, выход второй ПЧ (широкополосный выход ПЧ)
CRP
Соединитель на задней панели, программируемый выход ПЧ
YAS
Вывод видеосигнала экранного изображения на соединитель AnalogOut на задней панели
N9068EM0E
Приложение для измерения фазовых шумов
N9069EM0E
Приложение для измерения коэффициента шума
N9054EM0E
Приложение VMA для анализа сигналов с цифровыми видами мо
дуляции
N9054EM1E
Приложение VMA для анализа сигналов с модуляцией OFDM
N9067EM0E
Приложение для статистических измерений параметров импульсов
Опция
Функциональное назначение
N9063EM0E
Измерительное приложение для анализа сигналов с аналоговой мо
дуляцией
N6141EM0E
Приложение для проведения измерений ЭМС
89601С
Программное обеспечение для векторного анализа сигналов Path Wave VSA
N9061EM0E
Приложение для обеспечения совместимости с анализаторами 856xE/EC, 8566/68
N9062EM0E
Измерительное приложение для обеспечения совместимости по командам SCPI
N9085EM0E
Измерительное приложение для сигналов 5 GNR
N9080EM0E
Измерительное приложение для сигналов LTE/LTE-Advanced FDD
N9080EM3E
Измерительное приложение для сигналов NB-IoT и eMTCFDD
N9080EM4E
Измерительное приложение для сигналов LTEV2X
N9082EM0E
Измерительное приложение для сигналов LTE/LTE-Advanced TDD
N9073EM0E
Измерительное приложение для сигналов W-CDMA/HSPA/HSPA+
N9071EM0E
Измерительное приложение для сигналов GSM/EDGE/Evolution
N9083EM0E
Измерительное приложение для сигналов многостандартного радио (MSR)
N9072EM0E
Измерительное приложение для сигналов cdma2000 (только через команды SCPI)
N9076EM0E
Измерительное приложение для сигналов 1xEV-DO (только через ко
манды SCPI)
N9079EM0E
Измерительное приложение для сигналов TD-SCDMA (только через команды SCPI)
N9077EM0E
Измерительное приложение для сигналов WLAN 802.11a/b/g/j/p/n/af/ah
N9077EM1E
Измерительное приложение для сигналов WLAN 802.11ac/ax
N9081EM0E
Измерительное приложение для сигналов Bluetooth
N9084EM0E
Измерительное приложение для сигналов систем ShortRangeCommunications и Интернета вещей (IoT)
Общий вид анализаторов представлен на рисунке 1.
Схема пломбировки от несанкционированного доступа представлена на рисунке 2.
■ЙЕЕЗЯ
Место нанесения знака утверждения типа
я п с ■ ? as е
Рисунок 1 - Общий вид анализатора
Место пломбирования
Рисунок 2 - Общий вид анализатора с местом пломбирования от несанкционированного до-
ступа
Программное обеспечение
Метрологически значимая часть программного обеспечения (далее - ПО) анализаторов представляет собой специализированное ПО фирмы «Keysight Technologies», США, для визуального отображения и измерений параметров спектра сигналов. Метрологически значимая часть ПО анализаторов и измеренные данные не требуют защиты от преднамеренных и непреднамеренных изменений.
Уровень защиты ПО соответствует уровню «низкий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
MXA Signal Analyzer Instrument Software
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Не ниже A.28.07
Цифровой идентификатор ПО
—
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон частот, Гц опция 532 опция 544 опция 550
от 10 до 32409 от 10 до 44-109 от 10 до 50-109
Пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведения частоты опорного генератора (бог) за год, не более
стандартная комплектация опция PFR
±1.10-6
±1-10-7
Температурная нестабильность (vt) при температуре от 20 до 30 оС
стандартная комплектация
опция PFR
±2-10-6 ±1,5-10-8
Пределы допускаемой относительной погрешности калибровки опорного генератора (6k)
стандартная комплектация опция PFR
±1,4-10-6 ±4-10-8
Пределы допускаемой относительной погрешности установки частоты
±[(Т^6ог) + vt + 6k] 1)-
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты, Гц
±^бог + 0,0025-ПлО+ 0,05-ПП + 2 + 0,5-ПлО/(КТ-1)] 2)
Значения полос пропускания на уровне минус 3 дБ
от 1 Гц до 3 МГц с шагом 10 % от значения частоты;
4 МГц, 5 МГц, 6 МГц, 8 МГц
Наименование характеристики
Значение
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений мощности из-за переключения полосы пропускания фильтра ПЧ, дБ
от 1 Гц до 750 кГц
от 820 кГц до 1,2 МГц для поддиапазона от 10 Гц до 3,6 ГГц
±0,044
±0,088
Диапазон ослаблений входного аттенюатора, дБ стандартное исполнение
для поддиапазона от 10 Гц до 3,6 ГГц с опцией ЕАЗ (только электронный аттенюатор)
для поддиапазона от 10 Гц до 3,6 ГГц с опцией ЕАЗ(полный диапазон ослабления)
от 0 до 70 с шагом 2
от 0 до 24 с шагом 1
от 0 до 94 с шагом 1
Неравномерность амплитудно-частотной характери
стики относительно опорной частоты 50 МГц для поддиапазонов частот (температура от 20 °С до 30 °С, ослабление входного аттенюатора 10 дБ, для поддиапазонов выше 3,6 ГГц преселектор настроен на центральную частоту), дБ
от 20 Гц до 100 кГц
от 100 кГц до 50 МГц
от 0,05 до 3,60 ГГц
от 3,5 до 5,2 ГГц
от 5,2 до 8,4 ГГц
от 8,3 до 13,6 ГГц
от 13,5 до 17,1 ГГц
от 17,0 до 22,0 ГГц
от 22,0 до 26,5 ГГц
от 26,4 до 34,5 ГГц
от 34,4 до 50,0 ГГц
предусилитель выключен
предусилитель включен
±0,43 ±0,43 ±0,36 ±1,50 ±1,30 ±1,80 ±1,80 ±1,80 ±2,30 ±2,30 ±3,00
—
±0,70 ±0,55 ±1,80 ±1,80 ±2,10 ±2,30 ±2,60 ±3,30 ±2,80
±3,90
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений мощности (внутренний аттенюатор 10 дБ, полоса пропускания фильтра ПЧ от 1 до 1-106 Гц, преселектор выключен, диапазон мощности входного сигнала от минус 10 до минус 50 дБм3)), дБ
предусилитель выключен, на частоте 50 МГц предусилитель выключен, весь диапазон частот предусилитель включен
±0,45 ±(0,45 + А4)) ±(0,49 + А)
Наименование характеристики
Значение
Уровень фазовых шумов для центральной частоты 1 ГГц при отстройке от несущей, дБн/Гц3), не более
100 Гц
-94
1 кГц
-121
10 кГц
-129
30 кГц
-130
100 кГц
-129
1 МГц
-145
10 МГц
-155
Гармонические искажения второго порядка для поддиапазонов частот (уровень сигнала на входе первого смесителя не более минус 15 дБм, предусилитель выключен), дБн3), не более
от 0,01 до 1,00 ГГц включ.
-63
св. 1,0 до 1,8 ГГц включ.
-60
св. 1,75 до 3,00 ГГц включ.
-69
св. 3,0 до 6,5 ГГц включ.
-74
св. 6,5 до 10,0 ГГц включ.
-72
св. 10,00 до 13,25 ГГц включ.
-65
Интермодуляционные искажения третьего порядка
в виде точки пересечения TOI для поддиапазонов частот (два тона с мощностью минус 18 дБм3) каждый на входе
первого смесителя, разнесение тонов 100 кГц, предусилитель выключен), дБм3), не менее
от 10 до 150 МГц
+14,5
от 150 до 300 МГц
+16,0
от 0,3 до 1,1 ГГц
+17,0
от 1,1 до 3,6 ГГц
+21,0
от 3,5 до 8,4 ГГц
+18,0
от 8,3 до 13,6 ГГц
+18,0
от 13,5 до 17,1 ГГц
+13,0
от 17,0 до 26,5 ГГц
+13,0
от 26,4 до 34,5 ГГц
+12,0
от 34,4 до 50,0 ГГц
+8,0
Наименование характеристики
Значение
Средний уровень собственных шумов в полосе 1 Гц для
предусилитель
предусилитель
поддиапазонов частот (ослабление входного аттенюа-
тора 0 дБ, предусилитель выключен), дБм1 2 3 4), не более:
выключен
включен
от 5 до 10 МГц
-155
-163
от 10 МГц до 1,2 ГГц
-154
-164
от 1,2 до 2,1 ГГц
-152
-163
от 2,1 до 3,0 ГГц
-151
-162
от 3,0 до 3,6 ГГц
-150
-162
от 3,5 до 4,2 ГГц
-143
-158
от 4,2 до 6,6 ГГц
-144
-158
от 6,6 до 8,4 ГГц
-147
-158
от 8,3 до 13,6 ГГц
-147
-160
от 13,5 до 14,0 ГГц
-143
-161
от 14,0 до 17,1 ГГц
-145
-161
от 17,0 до 20,0 ГГц
-141
-160
от 20,0 до 22,5 ГГц
-141
-158
от 22,5 до 26,5 ГГц
-139
-158
от 26,4 до 30,0 ГГц
-140
-157
от 30,0 до 34,5 ГГц
-138
-155
от 34,5 до 37,0 ГГц
-134
-153
от 37,0 до 40,0 ГГц
-132
-152
от 40,0 до 46,0 ГГц
-130
-149
от 46,0 до 49,0 ГГц
-130
-146
от 49,0 до 50,0 ГГц
-128
-146
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочие условия эксплуатации
температура окружающей среды, °С
от +15 до +35
относительная влажность окружающей среды, %
от 30 до 80
Габаритные размеры анализаторов, мм, не более
ширина
426
длина
556
высота
177
Масса (без опций), кг, не более
25,5
Значения напряжения питающей сети переменного тока с номинальной частотой 50, 60 или 400 Гц, В
100, 120, 220, 240
Потребляемая мощность, В^А, не более
630
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации и на лицевую панель анализатора в виде наклейки.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность анализатора
Наименование
Обозначение
Количество
Анализатор спектра N9021B
—
1 шт.
Руководство по эксплуатации
—
1 экз.
Методика поверки
651-21-034 МП
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделах 3-13 документа «Анализаторы спектра N9021B. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
Приказу Росстандарта № 1621 от 31.07.2018 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты»
ГОСТ Р 8.851-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений ослабления электромагнитных колебаний в диапазоне частот от 0 до 178 ГГц»
Техническая документация изготовителя
[category] =>
[brand] => Компания "Keysight Technologies, Inc.", США
[country] => МАЛАЙЗИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 15
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 15
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Приборы электроизмерительные многофункциональные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84003-21
[name] => Приборы электроизмерительные многофункциональные
[model] => НЕВА-Тест 5320
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Тайпит - Измерительные Приборы" (ООО "Тайпит - ИП"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Приборы электроизмерительные многофункциональные НЕВА-Тест 5320 (далее -приборы) предназначены для измерений электроэнергетических величин в однофазных и трехфазных цепях в промышленной области частот, в том числе: напряжений, токов, углов фазового сдвига, частоты, активной, реактивной и полной мощности.
[page_header] => Приборы электроизмерительные многофункциональные НЕВА-Тест 5320
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84003-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84003-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84003-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84003-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84003-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84003-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84003-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Приборы электроизмерительные многофункциональные НЕВА-Тест 5320 (далее -приборы) предназначены для измерений электроэнергетических величин в однофазных и трехфазных цепях в промышленной области частот, в том числе: напряжений, токов, углов фазового сдвига, частоты, активной, реактивной и полной мощности.
Описание
Принцип действия прибора основан на аналого-цифровом преобразовании мгновенных значений входных сигналов с последующим вычислением значений измеряемых величин из полученного массива данных в соответствии с программой.
Прибор состоит из блока первичных преобразователей тока и напряжения, шести аналого-цифровых преобразователей, микропроцессора, электрически программируемых запоминающих устройств и жидкокристаллического дисплея. Сохранение данных и программ обеспечивается энергонезависимой памятью. Результаты измерений выводятся на дисплей прибора и (или) на управляющий персональный компьютер (ПК). Связь с ПК осуществляется с помощью последовательного интерфейса.
Прибор оснащен:
3-мя входами для подключения импульсных выходов счетчиков электроэнергии;
3-мя импульсными выходами с частотой сигнала, пропорциональной измеряемой мощности.
Управление прибором осуществляется с помощью кнопок и дисплея, расположенных на лицевой панели прибора.
Приборы могу быть использованы автономно и в сочетании с ПК, расширяющим его функциональные возможности, а также в составе специализированных и универсальных поверочных установок.
Область применения: поверочные и испытательные лаборатории, а также предприятия, изготавливающие и ремонтирующие средства измерений электроэнергетических величин. Приборы могут применяться в метрологических лабораториях при поверке и калибровке СИ электроэнергетических величин. А именно: однофазных и трёхфазных счётчиков активной и реактивной электрической энергии; однофазных и трёхфазных ваттметров, варметров и измерительных преобразователей активной и реактивной мощности, напряжения и тока в промышленной области частот; энергетических фазометров, частотомеров и измерителей коэффициента мощности; вольтметров и амперметров.
Внешний вид прибора в том числе расположение органов управления, разъемов и клемм, зависит от исполнения и не влияет на метрологические характеристики прибора.
Общий вид прибора и схема пломбировки представлены на рисунках 1, 2 ,3. Знак поверки наносится в виде оттиска клейма поверителя на пломбировочную мастику крепежного винта верхней панели прибора, в соответствии с рисунком 3.
Заводские номера, идентифицирующие каждый прибор, наносятся на щиток, закрепленный в центре на верхней панели прибора.
Рисунок 1 - Лицевая панель прибора электроизмерительного многофункционального
НЕВА-Тест 5320
Рисунок 2 - Задняя панель прибора электроизмерительного многофункционального
НЕВА-Тест 5320
Рисунок 3 - Верхняя панель прибора электроизмерительного многофункционального НЕВА-Тест 5320, обозначение места нанесения знака поверки от несанкционированного доступа (1) и место нанесения заводского номера (2).
Программное обеспечение (далее ПО) приборов является встроенным ПО (далее ВПО) и выполняет функции управления режимами работы прибора. ВПО записывается в энергонезависимую память микроконтроллера на этапе производства и не может быть изменено через внешние порты. Конструкция и особенности эксплуатации прибора обеспечивают полное ограничение доступа к метрологически значимой части ПО и измерительной информации.
Влияние программного обеспечения учтено при нормировании метрологических и технических характеристик приборов.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ВПО прибора
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Тайпит-ИП
Номер версии (идентификационный номер ПО)
не ниже 10.3
Цифровой идентификатор ПО
-
Другие идентификационные данные
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений, действующего (среднеквадратического) значения напряжения переменного тока, В
от 1 до 560
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений, действующего (среднеквадратического) значения напряжения переменного тока, %
где Uh - номинальное значение диапазона напряжения (30 В; 60 В; 120 В; 240 В; 480 В)
±[0,02+0,004(1,2Uh/U-1)]
Диапазон измерений, действующего (среднеквадратического) значения переменного тока, А
от 0,001 до 120
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений, действующего (среднеквадратического) значения переменного тока, % где 1н - номинальное значение токового диапазона (0,2 А; 1 А; 5 А; 20 А; 100 А)
±[0,02+0,004(1,2Ih/I-1)]
Диапазон измерений частоты, Гц
от 40 до 70
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений, частоты переменного тока, Гц
±0,001
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений угла сдвига фаз между первыми гармониками фазных напряжений и между первыми гармониками напряжения и тока одной фазы, градус при токе 0,01 А < I < 120 А 0,001 А < I < 0,01 А
±0,025 ±0,03
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений, коэффициента мощности
±0,002
Диапазон измерений активной, реактивной и полной мощности, Вт, вар, В^А, где (1н) - номинальное значение токового диапазона, (ин) - номинальное значение диапазона напряжения
от)
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений, активной электрической мощности и энергии, %:
0,1 1н < I < 1,21н
0,9 < |cos ф| < 1,0
при U > 0,Шн
при U < 0,Шн
0,005 1н < I < 0,11н
0,9 < |cos ф| < 1,0
либо
0,05 1н < I < 1,21н
0,2 < cos ф| < 0,9
при U > 0,Шн
при U < 0,Шн
±[0,01+0,001(1,44Рн/Р-1)] ±[0,015+0,002(1,44Рн/Р-1)]
±[0,015+0,001(1,44Рн/Р-1)] ±[0,025+0,002(1,44Рн/Р-1)]
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений, реактивной электрической мощности и энергии, %:
0,1 1н < I < 1,21н
0,9 < |sin ф| < 1,0
при U > 0,Шн
при U < 0,Шн
0,005 1н < I < 0,11н
0,9 < |sin ф| < 1,0
либо
0,05 1н < I < 1,21н
0,2 <|sin ф| < 0,9
при U > 0,Шн
при U < 0,Шн
±[0,02+0,002(1^н^-1)] ±[0,04+0,004(1,44Q^Q -1)]
±[0,04+0,002(1,44Q^Q -1)]
±[0,06+0,004(1,44Q^Q -1)]
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений, полной электрической мощности и энергии, %
0,1 1н < I < 1,21н
при U > 0,Шн
0,005 1н < I < 0,11н
либо
U < 0,Шн
±[0,02+0,005(1,2ин/и+1,21н/1-2)]
±[0,04+0,01(1,2ин/и+1,21н/1-2)]
Диапазон измерений коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения Ки(п), при n до 50 и коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения (THDu), %
от 0 до 30
Диапазон измерений коэффициента n-ой гармонической составляющей тока Ki(n), при n до 50 и коэффициента искажения синусоидальности кривой тока (THDi), %
от 0 до 50
Пределы допускаемой основной погрешности измерений, коэффициента n-ой гармонической составляющей тока Ki(n) и напряжения Ku(n), %: при n от 2 до 24
THDu < 1,0
THDu > 1,0
при n от 25 до 50
THDu < 1,0
THDu > 1,0
абсолютная ±0,01 относительная ±0,5
абсолютная ±0,05 относительная ±5,0
Пределы допускаемой основной погрешности измерений коэффициента искажения синусоидальности кривой тока (THDi) и напряжения (THDu), %, при:
THD < 1,0
THD > 1,0
абсолютная ±0,01 относительная ±1,0
Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений активной мощности (5р) от изменения температуры окружающей среды в рабочем диапазоне температур +23°С ± 10°С при температурном коэффициенте 0,0005/°С, %
±0,5^5р
Нормальные условия измерений
- температура окружающей среды, оС
- относительная влажность, %
- атмосферное давление, кПа
от 15 до 25
от 30 до 80 от 84 до 106,7
Примечания:
1) прибор обеспечивает метрологические характеристики по истечении 30 минут после включения.
2) прибор позволяет производить индикацию углов сдвига фаз между гармоническими составляющими.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
от 207 до 253
- частота переменного тока, Гц
от 49 до 51
Потребляемая мощность, ВА, не более
60
Габаритные размеры, мм, не более
- высота
155
- ширина
400
- глубина
230
Масса, кг, не более
8,5
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, оС
- относительная влажность при +25 оС, %
- атмосферное давление, кПа
от +13 до +33 от 40 до 75 от 84 до 106,7
Среднее время наработки на отказ, ч
50 000
Средний срок службы, лет
10
Знак утверждения типа
наносится на титульных листах эксплуатационной документации типографским способом и на щитке, закрепленном на верхней панели прибора.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность прибора
Наименование
Обозначение
Кол-во
Прибор электроизмерительный многофункциональные НЕВА-Тест 5320
ТАСВ.411722.014
1 шт.
Комплект принадлежностей*
1 шт.
Руководство по эксплуатации
ТАСВ.411722.014 РЭ
1 экз.
Формуляр
ТАСВ.411722.014 ФО
1 экз.
* комплект принадлежностей определяется при заказе
Сведения о методах измерений
приведены в руководстве по эксплуатации ТАСВ.411722.014 РЭ «Приборы электроизмерительные многофункциональные НЕВА-Тест 5320» в п.2.6 раздела «Описание прибора»
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
Государственная поверочная схема для средств измерений электроэнергетических величин в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц, утвержденная приказом Росстандарта от 23 июля 2021г. №1436 (Приложение А, В)
Государственная поверочная схема для средств измерений силы переменного электрического тока от 1-10’8 до 100 А в диапазоне частот140’1 до 1-106 Гц, утвержденная приказом Росстандарта от 14 мая 2015 г. №575
Государственная поверочная схема для средств измерений переменного электрического напряжения до 1000 В в диапазоне частот от 1-10-1 до 2*109 Гц, утвержденная приказом Росстандарта от 03 сентября 2021 г. №1942
ТУ 26.51.43.150-002-67505146-2020. Технические условия Приборы электроизмерительные многофункциональные НЕВА-Тест 5320
[category] =>
[brand] => ООО "Тайпит-Измерительные Приборы" (Тайпит-ИП), г.С.-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 18
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 18
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Счетчики воды крыльчатые универсальные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84001-21
[name] => Счетчики воды крыльчатые универсальные
[model] => СВУ
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью ПКФ "ГЕРРИДА" (ООО ПКФ "ГЕРРИДА"), г. Краснодар
[preview_text] => Счетчики воды крыльчатые универсальные СВУ предназначены для измерений объема холодной и/или горячей воды, протекающей по трубопроводу.
[page_header] => Счетчики воды крыльчатые универсальные СВУ
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84001-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84001-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84001-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84001-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/84001-21-0004.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84001-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84001-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84001-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84001-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Счетчики воды крыльчатые универсальные СВУ предназначены для измерений объема холодной и/или горячей воды, протекающей по трубопроводу.
Описание
Принцип работы счетчиков воды крыльчатых универсальных СВУ основан на измерении числа оборотов крыльчатки, вращающейся под действием протекающего объема воды. Количество оборотов крыльчатки пропорционально прошедшему объему воды.
Конструктивно счетчики воды крыльчатые универсальные СВУ состоят из корпуса с защитной сеткой, измерительной камеры и счетного устройства, размещенного в стакане из немагнитного материала. Поток воды, пройдя фильтр, попадает в измерительную камеру и приводит во вращение крыльчатку с закрепленной на ней ведущей магнитной муфтой. После зоны вращения крыльчатки вода попадает в выходной патрубок. Через крышку измерительной камеры и разделительный стакан счетного устройства вращение ведущей части магнитной муфты передается ее ведомой части. Последняя связана со счетным механизмом, который преобразует число оборотов крыльчатки в показания, выраженные в единицах объёма жидкости. Индикаторное устройство счетного механизма состоит из восьми роликов и стрелочного указателя. Также имеется сигнальный элемент в виде звездочки, используемый при настройке и поверке счетчика.
Счетчики воды крыльчатые универсальные СВУ выпускаются в следующих модификациях, отличающиеся:
- номинальным диаметром (DN15, DN20);
- монтажной длиной 80 мм (М);
- наличием импульсного выхода, использующим в своем составе геркон, для дистанционной передачи импульсов с весом импульса 0,01 м3/имп. (И).
Счетчики воды крыльчатые универсальные СВУ выпускаются под торговым знаком АКВЕДУК.
О бщий вид счетчиков воды крыльчатых универсальных СВУ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид воды счетчиков воды крыльчатых универсальных СВУ
Пломбировка от несанкционированного доступа счетчиков воды крыльчатых универсальных СВУ осуществляется нанесением знака поверки давлением на свинцовую (пластмассовую) пломбу, установленную на внешнюю боковую сторону счетчика с помощью проволоки, проведенной через специальные отверстия в пластиковом хомуте или оттиском клейма на саморазрушающуюся наклейку, прикрепляемую на пластиковый хомут, который соединяет корпус и счетное устройство.
Пломбировка не требуется, в случае, когда защита от несанкционированного доступа обеспечивается неразборной конструкцией счетного механизма, в которой крышка счетного механизма запрессовывается на корпус и не может быть снята без разрушения.
Схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки счетчиков воды крыльчатых универсальных СВУ представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки
Заводской номер счетчика воды крыльчатого универсального СВУ наносится на лицевую часть счетного устройства флексографическим способом. Место нанесения знака утверждения типа и заводского номера представлены на рисунке 3.
Рисунок 3 - Место нанесения знака утверждения типа и заводского номера
Программное обеспечение отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значения
Номинальный диаметр
DN15
DN20
Наименьший расход воды, м3/ч
- класс А
- класс В
- класс C
0,06 0,03 0,015
0,1 0,05 0,025
Переходный расход воды, м3/ч
- класс А
- класс В
- класс С
0,15
0,12 0,0225
0,25 0,2 0,0375
Номинальный расход воды, м3/ч
1,5
2,5
Наибольший расход воды, м3/ч
3,0
5,0
Порог чувствительности, м3/ч
- класс А
- класс В
- класс С
0,5 от наименьшего расхода
0,01
0,02
Пределы допускаемой относительной погрешности счетчиков в диапазоне расходов, %:
- от наименьшего до переходного
- от переходного до наибольшего
±5
±2
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значения
Номинальный диаметр
DN15
DN20
Измеряемая среда
жидкость (вода питьевая)
Наименьшая цена деления, м3
0,0001
Емкость указателя счетного механизма, м3, не менее
99999,9999
Давление измеряемой среды, МПа, не более
1,6
Потеря давления, МПа, не более
0,1
Диапазон температуры измеряемой среды, °С
от +5 до +90
Масса, кг, не более
0,65
0,87
Габаритные размеры, мм, не более: - длина - высота - ширина
110 (80*)
80
85
130
80
95
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность окружающего воздуха, %
- атмосферное давление, кПа
от + 5 до + 50 до 80 от 84 до 106,7
Средний срок службы, лет
12
Средняя наработка на отказ, ч
110000
Степень защиты оболочки по ГОСТ 14254-2015
IPX1
Примечание:
* - для счетчиков СВУ-15М и СВУ-15МИ
Знак утверждения типа
наносится на лицевую часть счетного устройства счетчиков воды крыльчатых универсальных СВУ флексографическим способом и в верхний левый угол титульных листов руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность счетчиков воды крыльчатых универсальных СВУ
Наименование
Обозначение
Количество
Счетчик воды крыльчатый универсальный
СВУ
1 шт.
Руководство по эксплуатации
26.51.63-003-34189279РЭ
1 шт.
Паспорт
26.51.63-003-34189279ПС
1 экз.
Упаковка
—
1 шт.
Прокладка
—
2 шт.
Монтажный комплект (поставляется по заказу)
—
1 компл.
Сведения о методах измерений
приведены в пункте 1.5 «Устройство и работа» эксплуатационного документа «Счетчики воды крыльчатые универсальные СВУ» Руководство по эксплуатации.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
ТУ 26.51.63-003-34189279-2021 Счетчики воды крыльчатые универсальные СВУ. Технические условия
[category] =>
[brand] => ООО ПКФ "ГЕРРИДА", г.Краснодар
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 6 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 41711
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 75
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 41709
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 2
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 03.04.2024
)
)
)
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83998-21
[name] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
[model] => РГС-20
[brand_full] => Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал Акционерного общества "Транснефть - Верхняя Волга" (Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть - Верхняя Волга"), г. Нижний Новгород
[preview_text] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-20 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-20
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83998-21-0001.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83998-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83998-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83998-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83998-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83998-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-20 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуаров - стальные горизонтальные цилиндрические, номинальной вместимостью 20 м3.
Принцип действия резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-20 основан на заполнении их нефтью и нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-20 представляют собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами. По наружной поверхности резервуары теплоизолированы слоем минеральной ваты и покрыты
оцинкованным листом.
Резервуары оборудованы смотровой площадкой с лестницей и ограждениями
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.
Заводские номера резервуаров наносятся на обшивку резервуаров (рисунок 1).
Резервуары РГС-20 с заводскими номерами 1, 2 расположены по адресу: г. Челябинск, п. Новосинеглазовский, ул. Советская, 1, ЛПДС «Челябинск», Челябинское НУ АО «Транснефть - Урал».
Общий вид резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-20 представлен на рисунке 2.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Место нанесения заводских номеров
Рисунок 2 - Общий вид резервуаров РГС-20
Пломбирование резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-20 не предусмотрено.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
20
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %
±0,25
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
30
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-20
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть-Верхняя Волга", г.Великие Луки
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 1, 2
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Манометры деформационные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84000-21
[name] => Манометры деформационные
[model] => Stewarts
[brand_full] => "STEWARTS-USA", США
[preview_text] => Манометры деформационные Stewarts (далее - манометры) предназначены для измерений избыточного давления жидких и газообразных сред, неагрессивных к нержавеющей стали.
[page_header] => Манометры деформационные Stewarts
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84000-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84000-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84000-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84000-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84000-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84000-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84000-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Манометры деформационные Stewarts (далее - манометры) предназначены для измерений избыточного давления жидких и газообразных сред, неагрессивных к нержавеющей стали.
Описание
Принцип действия манометров основан на зависимости упругой деформации чувствительного элемента (одновитковой трубчатой пружины Бурдона) от давления, подаваемого внутрь.
Перемещение конца чувствительного элемента преобразуется в угловое перемещение показывающей стрелки.
Чувствительным элементом манометра является трубка из нержавеющей стали AISI 316. Корпус манометров выполнен из нержавеющей стали AISI 316.
Обозначение: манометр 60SV-10K-R-B, где 60SV - обозначение типоразмера корпуса, 10К - обозначение измеряемого диапазона (от 0 до 700 бар), R - обозначение крепления (задний фланец), В - обозначение единиц измерения (бар).
Общий вид манометров представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид манометра
К манометрам деформационные Stewarts данного типа относятся манометрам деформационные Stewarts с зав №№ 20916078/1, 20916078/2.
Заводской номер наносится на корпус манометра методом наклеивания. Место нанесения продемонстрировано на рисунке 2. Пломбировка от несанкционированного доступа и место нанесения знака поверки продемонстрированы на рисунке 3.
Рисунок 3 - Места пломбы, знака поверки
Рисунок 2 - Заводской номер
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 1, 2.
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений избыточного давления, бар
от 0 до 700
Пределы допускаемой основной приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
±0,5
Пределы допускаемой дополнительной приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, вызванной отклонением температуры окружающего воздуха от нормальных условий на каждые 10 °С, %
±0,4
Вариация, бар
3,5
Нормальные условия измерений:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность при +30 °С, %
- атмосферное давление, кПа
от +21 до +25 от 30 до 70 от 84,0 до 106,7
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры (ширина, толщина и высота соответственно), мм, не более
196 х 52 х 207
Масса не более, кг
1,4
Контактирующие с измеряемой средой материалы
коррозионностойкие, нержавеющая сталь AISI 316
Корпус
коррозионностойкий, нержавеющая сталь AISI 316, защитное многослойное стекло (лицевая панель)
Продолжение таблицы 2
Наименование характеристики
Значение
Измеряемая среда
жидкости и газы, не агрессивные к сплаву
AISI316
Механическое присоединение
1/4" NPT
Средняя наработка на отказ, ч
35000
Средний срок службы, месяцев
24
Условия эксплуатации:
- температура, °C
- относительная влажность при +30 °C, %
- атмосферное давление, кПа
от -20 до +60 от 10 до 98 от 84,0 до 106,7
Крепежные отверстия, диаметр, мм
5,8
Знак утверждения типа
наносится на манометр электрохимическим методом и на титульные листы руководства по эксплуатации и паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Манометр деформационный Stewarts
Манометр 60SV-10K-R-B.
Зав. № 20916078/1
1 шт.
Руководство по эксплуатации
Манометр деформационный Stewarts. Руководство по эксплуатации
1 экз.
Паспорт
Манометр деформационный Stewarts. Паспорт. Зав. № 20916078/1
1 экз.
Манометр деформационный Stewarts
Манометр 60SV-10K-R-B. Зав. № 20916078/2
1 шт.
Руководство по эксплуатации
Манометр деформационный Stewarts. Руководство по эксплуатации
1 экз.
Паспорт
Манометр деформационный Stewarts. Паспорт. Зав. № 20916078/2
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 1 «Описание и работа» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
Техническая документация изготовителя.
[category] => Манометры
[brand] => "STEWARTS-USA", США
[country] => СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 20916078/1, 20916078/2
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 57
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 10
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 54
(95%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 3
(5%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Трансформаторы тока
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83995-21
[name] => Трансформаторы тока
[model] => ТФНД-110
[brand_full] => Завод "Электроаппарат", г. Ленинград
[preview_text] => Трансформаторы тока ТФНД-110 (далее - трансформаторы тока) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока промышленной частоты.
[page_header] => Трансформаторы тока ТФНД-110
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83995-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83995-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83995-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83995-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83995-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Трансформаторы тока ТФНД-110 (далее - трансформаторы тока) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока промышленной частоты.
Описание
Принцип действия трансформаторов тока основан на законе электромагнитной индукции. Ток первичной обмотки трансформатора тока создает переменный магнитный поток в магнитопроводе, вследствие чего во вторичной обмотке создается ток, пропорциональный первичному току.
Внешний вид трансформаторов тока представляет собой опорную конструкцию. Выводы первичной обмотки расположены на верхней части трансформаторов тока. Выводы вторичной обмотки расположены на корпусе трансформатора тока и закрываются защитной металлической крышкой с целью ограничения доступа к измерительной цепи.
Климатическое исполнение У1 в соответствии с ГОСТ 15150-69.
Трансформаторы тока имеют зав. № 790, 1655, 1760.
Общий вид трансформатора тока представлен на рисунке 1.
Знак поверки наносится на крышку клеммной коробки или на свидетельство о поверке.
Заводской номер трансформатора наносится на информационную табличку (шильд) на корпусе.
Рисунок 1 - Общий вид средства измерений и место пломбировки от несанкционированного доступа
Программное обеспечение
Отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики ТФНД-110
Наименование характеристики
Значение
Заводской номер
790
1655; 1760
Год выпуска
1955
1956
Номинальное напряжение, кВ
110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
126
Номинальный первичный ток, А
300, 600
Номинальный вторичный ток, А
5
Коэффициент трансформации
300/5, 600/5
Класс точности
0,5
Номинальная частота, Гц
50
Номинальная мощность вторичной обмотки, ВА
30
Таблица 2 - Основные технические характеристики ТФНД-110
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °C
от -45 до +40
Знак утверждения типа
Наносится на титульный лист паспорта трансформатора типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформатор тока
ТФНД-110
3 шт.
Трансформатор тока ТФНД-110. Паспорт
-
3 шт.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Общие сведения» паспорта трансформатора тока.
Нормативные документы
ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки.
[category] => Трансформаторы
[brand] => ОАО высоковольтного оборудования "Электроаппарат", г.С.-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 790, 1655, 1760
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83997-21
[name] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
[model] => РГС-20
[brand_full] => Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал Акционерного общества "Транснефть - Верхняя Волга" (Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть - Верхняя Волга"), г. Нижний Новгород
[preview_text] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-20 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-20
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83997-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83997-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83997-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83997-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83997-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-20 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуаров - стальные горизонтальные цилиндрические, номинальной вместимостью 20 м3.
Принцип действия резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-20 основан на заполнении их нефтью и нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-20 представляют собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами. По наружной поверхности резервуары теплоизолированы слоем минеральной ваты и покрыты
оцинкованным листом.
Резервуары оборудованы смотровой площадкой с лестницей и ограждениями
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.
Заводские номера наносятся аэрографическим способом на обшивку резервуара.
Резервуары РГС-20 с заводскими номерами 1, 2 расположены по адресу: Челябинская область, Саткинский район, п. Жукатау, ЛПДС «Бердяуш», Челябинское НУ АО «Транснефть -Урал».
Общий вид резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-20 представлен на рисунке 1.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид резервуаров РГС-20
Пломбирование резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-20 не предусмотрено.
Программное обеспечение отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
20
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %
±0,25
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
30
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-20
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть-Верхняя Волга", г.Великие Луки
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 1, 2
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС ПС 330 кВ Мурманская
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83996-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС ПС 330 кВ Мурманская
[model] =>
[brand_full] => Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Мурманская (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС ПС 330 кВ Мурманская
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83996-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83996-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83996-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83996-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Мурманская (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчик активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчик), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети (далее - АИИС КУЭ ЕНЭС), включающий центры сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) Исполнительного аппарата (далее - ИА) и Магистральных электрических сетей (далее - МЭС) Северо-Запада, автоматизированные рабочие места (далее - АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC(SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электрической энергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электрической энергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (далее - ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронно-цифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчика в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC(SU).
Синхронизация внутренних часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с источником точного времени более чем ± 1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчика с периодичностью 1 раз в 30 мин УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчике электрической энергии, и в случае расхождения более чем ± 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчике электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ± 5 с.
Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения установлен в технической документации АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электрической энергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные (если имеются)
DataServer.exe, DataServer_USPD. exe
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
MD5
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Номер и наименование ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УСПД/УССВ
Вид электрической энергии
Метрологические характеристики ИК
Границы допускаемой основной относительной погрешности (± 5), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (± 5), %
20
ПС 330 кВ Мурманская, ОРУ 150 кВ, ВЛ 150 кВ Кольская ВЭС-Мурманская
ТОГФ-220 0,2S 1000/1 ГОСТ 7746-2015 Рег. № 61432-15
НДКМ-150 0,2 150000/\3/100/\3 ГОСТ 1983-2015 Рег. № 60542-15
Альфа A1800 Ihom (1макс) = 1(10)А Uhom = 3х57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S ГОСТ 31819.22-2012 по реактивной энергии - 0,5 ТУ 26.51.63-003-42107002-2019 Рег. № 31857-20
RTU-325T Рег. № 44626-10 ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС с РСТВ-01 Рег. № 40586-12
Активная
Реактивная
0,9
1,4
1,1
1,9
П р и м е ч а н и я
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электрической энергии на интервале времени 30 минут.
3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от Ihom cos9 = 0,8 инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН, УСПД, УССВ, счетчика на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы относительно национальной шкалы координированного времени UTC(SU) ± 5 с.
Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
1
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
От 99 до 101
- ток, % От Ihom
От 2 до 120
- частота, Гц
От 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности
0,87
температура окружающей среды, °С
От + 18 до + 22
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
От 90 до 110
- ток, % От Ihom
От 2 до 120
- частота, Гц
От 49,6 до 50,4
- коэффициент мощности
От 0,5инд дО 0,8емк
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
От - 20 до + 30
температура окружающей среды для счетчика, УСПД, °С
От - 10 до + 30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчик Альфа А 1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
72
УСПД RTU-325I-E2-M4-B8:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
55000
УССВ РСТВ-01:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
55000
сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации: счетчик:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому каналу и электрической энергии, потребленной за месяц, по каждому каналу, сутки, не менее
45
- при отключении питания, лет, не менее
3
сервер:
- о результатах измерений и состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике электрической энергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчике электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Мурманская типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Тип
Количество
Трансформатор тока
ТОГФ-220
3 шт.
Трансформатор напряжения
НДКМ-150
3 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный
Альфа A1800
1 шт.
УСПД
RTU-325T-E2-M4-B8
1 шт.
Радиосервер точного времени
РСТВ-01
1 шт.
Сервер АИИС КУЭ ЕНЭС
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
1 шт.
Паспорт-формуляр
713/ФО-АИИСКУЭ
1 экз.
В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений
Сведения о методах измерений
приведены в документе 713/МИ-АИИСКУЭ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Мурманская». Свидетельство об аттестации № 18-RA.RU.311468-2021 от 12.07.2021 г., выданное ООО «ОКУ». Аттестат аккредитации RA.RU.311468 от 21.01.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 002
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Установки автоматизированного бесконтактного измерения геометрических параметров подвагонного пространства
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84002-21
[name] => Установки автоматизированного бесконтактного измерения геометрических параметров подвагонного пространства
[model] => "ГЕПАРД"
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "НПО Квант" (ООО "НПО Квант"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Установки автоматизированного бесконтактного измерения геометрических параметров подвагонного пространства «ГЕПАРД» (далее - Установки), предназначены для проведения бесконтактных измерений геометрических параметров подвагонного пространства, в т.ч. цельнокатаных колес для колесных пар тележек грузовых и пассажирских вагонов локомотивной тяги, пассажирских, грузовых и маневровых локомотивов, моторных и немоторных колесных пар вагонов электро- и дизель-поездов, специального железнодорожного подвижного состава, изготовленных по ГОСТ 107912011, а также бандажей для грузовых, пассажирских и маневровых локомотивов, моторных вагонов электро- и дизель- поездов, специального подвижного состава, вагонов метрополитена, изготовленных по ГОСТ 398-2010, и колесных катаных центров для колесных пар грузовых, пассажирских и маневровых локомотивов, в движении в автоматическом режиме, регистрации показаний и отображения результатов измерений и расчетных величин.
[page_header] => Установки автоматизированного бесконтактного измерения геометрических параметров подвагонного пространства "ГЕПАРД"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84002-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84002-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84002-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84002-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/84002-21-0004.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84002-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84002-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84002-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84002-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Установки автоматизированного бесконтактного измерения геометрических параметров подвагонного пространства «ГЕПАРД» (далее - Установки), предназначены для проведения бесконтактных измерений геометрических параметров подвагонного пространства, в т.ч. цельнокатаных колес для колесных пар тележек грузовых и пассажирских вагонов локомотивной тяги, пассажирских, грузовых и маневровых локомотивов, моторных и немоторных колесных пар вагонов электро- и дизель-поездов, специального железнодорожного подвижного состава, изготовленных по ГОСТ 107912011, а также бандажей для грузовых, пассажирских и маневровых локомотивов, моторных вагонов электро- и дизель- поездов, специального подвижного состава, вагонов метрополитена, изготовленных по ГОСТ 398-2010, и колесных катаных центров для колесных пар грузовых, пассажирских и маневровых локомотивов, в движении в автоматическом режиме, регистрации показаний и отображения результатов измерений и расчетных величин.
Описание
Принцип действия установок заключается в следующем: просвет лазером профиля измеряемого объекта подвагонного пространства (колеса), размещенного в момент измерения в рабочей зоне лазерных датчиков установок, передается в аналогово-цифровой преобразователь. Выходные сигналы датчиков преобразуются в цифровые коды, с последующим вычислением в управляющей электронно-вычислительной машине. Результаты измерений обрабатываются, сохраняются и архивируются в управляющей электронно-вычислительной машине, а также показываются на мониторе в интерфейсе автоматизированного рабочего места обслуживающего персонала.
Установки включают в себя первичные лазерные датчики, аналого-цифровые преобразователи и цифровую аппаратуру «верхнего уровня» (специализированные контроллеры, электронно-вычислительные машины со специализированным программным обеспечением).
В основе технического решения по измерению геометрических параметров подвагонного пространства в движении лежит принцип бесконтактного измерения линейных размеров прецизионными лазерными датчиками. Для реализации этой задачи каждый из объектов измерения симметрично, параллельно и независимо сканируется двумя оптическими цифровыми датчиками (внутренним и наружным) непосредственно в движении в момент прохождения объекта измерения через контрольную точку измерения в рабочей зоне датчиков с дальнейшим получением моментального лазерного среза профиля измеряемого объекта. Последующая совместная обработка данных позволяет определить точный профиль поверхности катания цельнокатаного колеса, бандажа или колесного катаного центра в системе координат отсчета колесной пары подвижного состава. Методика вычисления геометрических параметров построена на основе известного точного профиля поверхности катания колеса колесной пары и повторяет методы, заложенные при контактных измерениях аналогичных параметров.
Конструктивно симметрично установленные обе пары датчиков установок объединены в единую информационно-измерительную систему, которая монтируется на несущей раме на прямом участке железнодорожного пути. Измерения происходят в движении подвижного состава в режиме сканирования поверхностей измеряемых объектов при прохождении через рабочую зону датчиков.
После поступления сигнала предварительного оповещения о приближении подвижного состава и объекта измерения, установки в автоматическом режиме переходят в измерительное состояние, перед этим производится автоматическое тестирование основных функциональных блоков, проверка наличия связи с датчиками оптическими цифровыми, датчиками синхронизации.
Во время проследования объекта измерения управляющая электронновычислительная машина выполняет необходимое количество циклов сбора данных от датчиков оптических цифровых и датчиков синхронизации через контроллер синхронизации. Число циклов соответствует числу симметричных объектов измерений в подвижном составе.
После проследования объекта измерения все данные обрабатываются с применением специализированного программного обеспечения в управляющей электронно-вычислительной машине, и производится вычисление необходимых геометрических параметров подвагонного пространства.
Обработка измерительной информации и управление установками производится по заданному алгоритму специализированного программного обеспечения.
В составе установок применяются датчики оптические цифровые и датчики синхронизации, измерительная информация от которых в виде аналоговых сигналов поступает на вход аналогово-цифрового преобразователя. Далее, после параллельной обработки информации со всех датчиков вычисляются необходимые геометрические параметры подвагонного пространства.
Результаты измерений геометрических параметров подвагонного пространства каждой оси подвижной единицы накапливаются в базе данных в управляющей электронновычислительной машине и впоследствии передаются по согласованному протоколу в интерфейс автоматизированного рабочего места обслуживающего персонала. В интерфейс автоматизированного рабочего места передаются дата и время входа и выхода подвижного состава на контрольный участок (рабочую зону) установок, порядковый номер оси подвижного состава с головы состава, признак неисправности объекта измерений с указанием параметра и его действительного измеренного значения.
Специализированное программное обеспечение установок предусматривает возможность тестирования отдельных функциональных блоков, узлов и всей установки в целом, настройку процесса измерений, позволяя использовать для этого отдельные процедуры.
Установка функционирует в следующих автоматических режимах работы: - измерение;
- тестирование.
Установки функционируют в рабочих условиях эксплуатации непрерывно. Отключение допускается только при проведении технического обслуживания и/или ремонта.
Установка обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое тестирование функциональных блоков, узлов и установки в целом;
- автоматическое включение измерительного режима при приближении объекта измерения к контрольной точке измерения в рабочей зоне датчиков;
- вычисление геометрических параметров подвагонного пространства в движении при линейной скорости перемещения объекта измерения до 120 км/ч;
- передача и отображение в интерфейсе автоматизированного рабочего места обслуживающего персонала геометрических параметров подвагонного пространства и сопутствующей информации.
Общий вид Установки представлен на рисунке 1.
Датчики оптические цифровые представлены на рисунке 2.
Рабочее место обслуживающего персонала представлено на рисунке 3.
Шкаф вычислительный представлен на рисунке 4.
Замок шкафа вычислительного представлен на рисунке 5.
Общий вид установок, представлен на рисунках 1, 2, 3, 4, 5.
Рисунок 1 - Общий вид установок автоматизированного бесконтактного измерения
геометрических параметров подвагонного пространства «ГЕПАРД»
Рисунок 2 - Датчики оптические цифровые
Рисунок 3 - Рабочее место АРМ оператора
Рисунок 4 - Шкаф вычислительный
Рисунок 5 - Замок шкафа вычислительного
Защита от несанкционированного доступа к компонентам установок обеспечивается запиранием ключом замка вычислительного шкафа, а также наклеиванием пломбировочной наклейки на двери вычислительного шкафа установок.
Заводской номер установок наносится на заводскую табличку, расположенную на основании установки, электрографом, что обеспечивает идентификацию, возможность прочтения и сохранность заводского номера в процессе эксплуатации средства измерений. Заводской номер имеет преимущественно цифровое обозначение.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение KNT GEPARD установлено на жестком диске управляющей ЭВМ шкафа вычислительного. В программной оболочке функции, дающие возможность изменения программного обеспечения пользователем, отсутствуют. ПО KNT GEPARD, установленное на управляющей ЭВМ шкафа вычислительного, принимает данные измерений, выполняет их анализ, выводит на экран, результаты измерений и информацию о выявленных отступлениях геометрических параметров от норм содержания и записывает данные проезда на сервер.
Идентификационные данные программного обеспечения установок приведены в таблице 1.
аблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения установок
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
KNT GEPARD
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Не ниже 1.1
Цифровой идентификатор ПО
—
Уровень защиты программного обеспечения оценивается, как «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики установок
Наименование измеряемых параметров
Диапазон измерений, мм
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, мм
Измеряемые величины
Толщина гребня
от 20 до 40 включ.
± 0,2
Высота гребня
от 20 до 45 включ.
± 0,2
Крутизна гребня
от 1 до 16 включ.
± 0,2
Толщина обода колеса или бандажа
от 20 до 100 включ.
± 0,5
Диаметр по кругу катания колеса или бандажа
от 799 до 1261 включ.
± 0,5
Контролируемые величины
Наименование контролируемых параметров
Диапазон показаний, мм
Расстояние между внутренними поверхностями ободьев колес или граней бандажей
от 1435 до 1445 включ.
Ширина обода колеса или бандажа
от 125 до 140 включ.
Уширение колеса или бандажа
от 0 до 7 включ.
Прокат по кругу катания
от 0 до 9 включ.
Кольцевые выработки на поверхности катания у основания гребня, глубина «А»
от 0 до 3 включ.
Кольцевые выработки на поверхности катания на конусности 1:3,5, глубина «Б»
от 0 до 4 включ.
Кольцевые выработки на поверхности катания, ширина «В»
от 0 до 20 включ.
Остроконечный накат на гребне
от 0 до 4 включ.
Вертикальный подрез гребня
от 0 до 4 включ.
Разность толщин гребней в одной колесной паре
от 0 до 5 включ.
Разность диаметров по кругу катания колес или бандажей в одной колесной паре
от 0 до 6 включ.
Разность прокатов по кругу катания в одной колесной паре
от 0 до 4 включ.
Таблица 3 - Технические характеристики и условия эксплуатации
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры, мм, не более: - оптических датчиков: длина
600
ширина
300
высота
300
- опорной рамы: длина
4800
ширина
2400
высота
1000
- датчика синхронизации: длина
100
ширина
100
высота
100
- контроллера синхронизации длина
600
ширина
300
высота
300
- вычислительного шкафа длина
600
ширина
600
высота
800
Масса, кг, не более:
- оптических датчиков
15
- опорной рамы
1200
- датчика синхронизации
3
- вычислительного шкафа
60
Электропитание:
- Напряжение питания, В
от 176 до 264
- Частота сети переменного тока, Гц
от 49 до 51
Условия эксплуатации:
- Напольное оборудование:
от -60 до +50
Температура окружающей среды, °С
Относительная влажность, при 25°С, без конденсации влаги, %, не более
95
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
9000
Срок службы, лет, не менее
10
Знак утверждения типа
наносится на накладной элемент (табличку, ярлык) на двери шкафа вычислительного методом гравирования или травления, и на титульный лист Руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплект поставки установок
Наименование
Обозначение
Количество
Несущая рама
НТФР.401722.080.01
1 шт.
Датчик оптический цифровой
НТФР.401722.080.02
4 шт.
Контроллер синхронизации
НТФР.401722.080.03
1 шт.
Датчик синхронизации
НТФР.401722.080.04
4 шт.
Шкаф вычислительный (с управляющей ЭВМ)
НТФР.401722.080.05
1 комплект
Комплект крепежных элементов и
соединительных кабелей
НТФР.401722.080.06
1 комплект
Общее программное обеспечение (операционная система)
-
1 комплект
Специализированное программное обеспечение
-
1 комплект
Упаковочная тара
НТФР.401722.080.07
1 комплект
Формуляр
НТФР.401722.080ФО
1 шт.
Руководство по эксплуатации
НТФР.401722.080РЭ
1 шт.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 2 документа НТФР.401722.080РЭ «Установки автоматизированного бесконтактного измерения геометрических параметров подвагонного пространства «ГЕПАРД». Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
НТФР.401722.080ТУ «Установки автоматизированного бесконтактного измерения геометрических параметров подвагонного пространства «ГЕПАРД». Технические условия»
[category] =>
[brand] => ООО "НПО Квант", г. Санкт-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[3] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[4] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Ленинская
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83994-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Ленинская
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Ленинская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Ленинская
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83994-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83994-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83994-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83994-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Ленинская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС, включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные ток и напряжение преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронноцифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ «Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами сервера сбора ИВК более чем 1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ±5 с.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета
электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные (если имеются)
DataServer. exe, DataServer_USPD. exe
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
№ ИК
Наименование ИК
Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
УСПД
1
2
3
4
5
6
1
ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ -Ленинская
ТГФМ-220 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 52260-12
НКФ 220-58 кл.т. 0,5 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 77918-20 НКФ-220-58 кл.т. 1,0 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 1382-60
СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04
ТК161. рег. № 36643-07
2
ОМВ-220 кВ
ТГФМ-220 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 52260-12
НКФ 220-58 кл.т. 0,5 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 77918-20 НКФ-220-58 кл.т. 1,0 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 1382-60
СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04
3
ВЛ 110 кВ Ленинская -Мясново с отпайками (ВЛ 110 кВ Ленинская -Мясново с отп.)
BCT кл.т. 0,2S Ктт = 2000/5 рег. № 17869-05
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20
Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
4
ВЛ 110 кВ Ленинская -Ратово с отпайкой на ПС Барсуки (ВЛ 110 кВ Ленинская -Ратово с отп.)
ТВ кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 81643-21
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20
Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
1
2
3
4
5
6
5
ВЛ 110 кВ Ленинская -Кировская №1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Ленинская -Кировская 1 с отп.)
BCT кл.т. 0,2S Ктт = 2000/5 рег. № 17869-05
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20
Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
ТК161. рег. № 36643-07
6
ВЛ 110 кВ Ленинская -Кировская №2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Ленинская -Кировская 2 с отп.)
BCT кл.т. 0,2S Ктт = 2000/5 рег. № 17869-05
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20
Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
7
ВЛ 110 кВ Ленинская -Щегловская №1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Ленинская -Щегловская 1 с отп.)
ТВ кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 81643-21
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20
Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
8
ВЛ 110 кВ Ленинская -Щегловская №2 с отпакой на ПС Баташевская (ВЛ 110 кВ Ленинская -Щегловская 2 с отп.)
ТВ кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 77923-20
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20
Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
9
ВЛ 110 кВ Ленинская -Ясногорск
ТВ кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 81643-21
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20
Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
10
ВЛ 110 кВ Ленинская -Никулинская
ТВУ-110-50 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 3182-72
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20
Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
11
ВЛ 110 кВ Ленинская -Алешня I
ТВУ-110-50 кл.т. 0,5 Ктт = 500/5 рег. № 3182-72
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20
Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
12
ВЛ 110 кВ Ленинская -Обидимо
ТВ кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 81643-21
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20
Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
1
2
3
4
5
6
13
ВЛ 110 кВ Пушкинская -Ленинская с отпайкой на ПС Авангард (ВЛ 110 кВ Пушкинская -Ленинская с отп.)
ТВ кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 81643-21
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20
Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
ТК161. рег. № 36643-07
14
ОМВ-110 кВ
ТВ-110/50 кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 3190-72
НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20
Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
15
ТСН-3 0,4 кВ резерв
ТШП кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 64182-16
-
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-08
Примечания
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Номер ИК
cosф
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
51(2)%,
55 %,
520 %,
5100 %,
I1(2)% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм<1 20 %
I20 %<1изм<1100%
I100 %<Iизм<I120%
1
2
3
4
5
6
1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 1,0)
1,0
1,5
1,2
1,2
1,2
0,8
1,8
1,6
1,5
1,5
0,5
3,0
2,7
2,6
2,6
3, 5, 6 (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
2
3
4
5
6
4, 7 - 14 (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
15 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S)
1,0
1,7
0,9
0,6
0,6
0,8
2,4
1,4
0,9
0,9
0,5
4,6
2,7
1,8
1,8
Номер ИК
cosф
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
§2%,
§5 %,
§20 %,
§100 %,
I2% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 1,0)
0,8
2,9
2,4
2,2
2,2
0,5
2,0
1,6
1,5
1,5
3, 5, 6 (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
4, 7 - 14 (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
15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S)
0,8
3,8
2,3
1,5
1,5
0,5
2,3
1,4
1,0
1,0
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)%,
§5 %,
§20 %,
§100 %,
I1(2)% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 о/а^изм^!^0/»
1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 1,0)
1,0
1,6
1,4
1,3
1,3
0,8
1,9
1,7
1,7
1,7
0,5
3,1
2,8
2,7
2,7
3, 5, 6 (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
4, 7 - 14 (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
2
3
4
5
6
15 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S)
1,0
1,8
1,0
0,8
0,8
0,8
2,5
1,5
1,1
1,1
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 рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
§2%,
§5 %,
§20 %,
§100 %,
I2% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм<1 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 1,0)
0,8
3,4
2,6
2,3
2,3
0,5
2,5
1,9
1,6
1,6
3, 5, 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)
0,8
2,4
2,1
1,9
1,9
0,5
2,0
1,7
1,6
1,6
4, 7 - 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,8
-
4,6
2,8
2,3
0,5
-
2,8
1,9
1,7
15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S)
0,8
4,0
2,7
2,0
2,0
0,5
2,6
1,8
1,6
1,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов
АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с
Примечания
1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%р для cos9=1,0 нормируются от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%р и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от I2%.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
1
2
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии
ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94
- для счетчиков реактивной энергии
ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ Р 52425-2005
ГОСТ 26035-83
от 99 до 101
от 1(5) до 120
0,87
от 49,85 до 50,15
от +21 до +25
от +21 до +25
от +18 до +22
1
2
Рабочие условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
от 90 до 110
- ток, % От Ihom
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 -40 до +40
- для счетчиков
от +10 до +30
- для УСПД
от +10 до +30
- для сервера, УССВ
от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
72
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М: - средняя наработка до отказа, ч
140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
72
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03: - средняя наработка до отказа, ч
90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
72
УСПД TK16L:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
55000
радиосервер точного времени РСТВ-01:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
55000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее
45
при отключенном питании, лет, не менее
3
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформатор тока
ТГФМ-220
6 шт.
Трансформатор тока
BCT
9 шт.
Трансформатор тока
ТВ
18 шт.
Трансформатор тока
ТВУ-110-50
6 шт.
Трансформатор тока
ТВ-110/50
3 шт.
Трансформатор тока
ТШП
3 шт.
Трансформатор напряжения
НКФ 220-58
2 шт.
Трансформатор напряжения
НКФ-220-58
1 шт.
Трансформатор напряжения
НКФ 110-57
6 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03
2 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный
Альфа A1800
12 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М
1 шт.
Устройство сбора и передачи данных
TK16L
1 шт.
Радиосервер точного времени
РСТВ-01
1 шт.
Формуляр
АУВП.411711.ПТР.Ц21.324.ФО
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Ленинская», аттестованном ООО «ИЦ ЭАК», уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.311298 в Реестре аккредитованных лиц.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "ИЦ "Энергоаудитконтроль", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 324
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ростовской ТЭЦ-2 ООО "Лукойл-Ростовэнерго"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83993-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ростовской ТЭЦ-2 ООО "Лукойл-Ростовэнерго"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Системы релейной защиты" (ООО "Системы Релейной Защиты"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ростовской ТЭЦ-2 ООО «Лукойл-Ростовэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ростовской ТЭЦ-2 ООО "Лукойл-Ростовэнерго"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83993-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83993-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83993-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83993-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ростовской ТЭЦ-2 ООО «Лукойл-Ростовэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в
таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) Ростовской ТЭЦ-2 ООО «Лукойл-Ростовэнерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС/GPS). УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПК «Энергосфера» expimp.exe, HandInput.exe, PSO.exe, SrvWDT.exe, adcenter.exe, AdmTool.exe
Номер версии (идентификационный номер) ПО
6.4
Цифровой идентификатор ПО
9F2AA3085B85BEF746ECD04018227166 2F968830F6FF3A22011471D867A07785 A121F27F261FF8798132D82DCF761310 76AF9C9 А4С0 А80550В1A1DFD71AED151 79FA0D977EB187DE7BA26ABF2AB234E2 C1030218FB8CDEA44A86F04AA15D7279
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД/ УСВ
Основная погрешность, %
Погрешность в рабочих условиях, %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Линия ВЛ-110 кВ РТЭЦ-2-Р20 I цепь
TG145
Кл. т. 0,2S Ктт 2000/5 Рег. № 30489-05
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,5 Ктн 11000:^3/100:^3
Рег. № 24218-03
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09/
УСВ-3 Рег.№ 64242-16
активная
реактивная
±0,8
±1,7
±1,6
±3,0
2
Линия ВЛ-110
кВ РТЭЦ-2-Р20
II цепь
TG145
Кл. т. 0,2S Ктт 2000/5 Рег. № 30489-05
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,5 Ктн 11000:^3/100:^3
Рег. № 24218-03
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
активная
реактивная
±0,8
±1,7
±1,6
±3,0
3
Линия ВЛ-110 кВ РТЭЦ-2-Р20-A20 I цепь
TG145
Кл. т. 0,2S Ктт 500/5 Рег. № 30489-05
НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,5 Ктн 11000:^3/100:^3
Рег. № 24218-03
Рег. № 24218-08
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
активная
реактивная
±0,8
±1,7
±1,6
±3,0
4
Турбогенератор
ТГ-1
ТШЛ 20-1
Кл. т. 0,5 Ктт 8000/5 Рег. № 21255-03
3НОМ-15-63
Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3
Рег. № 1593-05
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
активная
реактивная
±1,1
±2,6
±3,0
±4,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
5
Турбогенератор
ТГ-2
ТШЛ 20-1
Кл. т. 0,5 Ктт 8000/5 Рег. № 21255-03
3НОМ-15-63
Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3
Рег. № 1593-05
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09/
УСВ-3 Рег.№ 64242-16
активная
реактивная
±1,1
±2,6
±3,0
±4,6
6
Секция 7ВОА, яч.13, 6 кВ
ТЛМ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 2473-69
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±3,0
±4,8
7
Секция 7ВОА, яч.11, 6 кВ
ТЛМ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 2473-69
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±3,0
±4,8
8
Секция 7ВОБ, яч.12, 6 кВ
ТЛМ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 2473-69
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±3,0
±4,8
9
Секция 14ВО, яч.5, 6 кВ
ТЛМ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 2473-69
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±3,0
±4,8
10
Секция 14ВО, яч.7, 6 кВ
ТЛМ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2473-69
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±3,0
±4,8
11-13
Секция 8НОА, панель 9Н, 0,4 кВ
Т-0,66
Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 15698-96
-
СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±0,8
±2,2
±2,9
±4,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
14
Секция 8НОБ, панель 11Н, 0,4 кВ
Т-0,66
Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 29482-07
-
СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О8 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09/
УСВ-3 Рег.№ 64242-16
активная
реактивная
±0,8
±2,2
±2,9
±4,6
15
Секция 7НОБ, панель 5В, 0,4 кВ
Т-0,66
Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 29482-07
-
СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О8 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±0,8
±2,2
±2,9
±4,6
16
Секция 7НОБ, панель 11В, 0,4 кВ
Т-0,66
Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 29482-07
-
СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О8 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±0,8
±2,2
±2,9
±4,6
17
Магазин, ввод 1, 0,4 кВ
Т-0,66
Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 15698-96
-
СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О8 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±0,8
±2,2
±2,9
±4,6
18
Магазин, ввод 2, 0,4 кВ
Т-0,66
Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 15698-96
-
СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О8 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±0,8
±2,2
±2,9
±4,6
19
МКД 1, ввод 1, 0,4кВ
Т-0,66
Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 15698-96
-
СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О8 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±0,8
±2,2
±2,9
±4,6
20
МКД 1, ввод 2, 0,4кВ
Т-0,66
Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 15698-96
-
СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О8 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±0,8
±2,2
±2,9
±4,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
21
МКД 2, ввод 2, 0,4кВ
Т-0,66
Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 29482-07
-
СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09/
УСВ-3 Рег.№ 64242-16
активная
реактивная
±0,8
±2,2
±2,9
±4,6
22
МКД 2, ввод 1, 0,4кВ
Т-0,66
Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 29482-07
-
СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±0,8
±2,2
±2,9
±4,6
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
±5
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд !=0,02(0,05)-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 10, 11-13, 14 - 22 от 0 до плюс 40 °C.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
5 Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов.
6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество измерительных каналов
20
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
от 99 до 101
- ток, % От Ihom
от 100 до 120
- частота, Гц
от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9
0,9
- температура окружающей среды, ОС
от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
от 90 до 110
- ток, % От Ihom
от 2 (5) до 120
- коэффициент мощности
от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц
от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС
от -40 до +70
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС
от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС
от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.ОЗ
90000
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О8
140000
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.ОЗМ
140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД Эком-3000
75000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
1
2
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
114
- при отключении питания, лет, не менее
45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее
45
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее
10
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Т ип/Обозначение
Количество, шт./Экз.
Трансформатор тока
ТШЛ 20-1
6
Трансформатор тока
TG145
9
Трансформатор тока
Т-0,66
15
Трансформатор тока
Т-0,66
15
Трансформатор тока
ТЛМ-10
10
Трансформатор напряжения
3НОМ-15-63
6
Трансформатор напряжения
НАМИ-110 УХЛ1
9
Трансформатор напряжения
НТМИ-6-66
3
Счётчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.ОЗ
5
Счётчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О8
10
Счётчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.ОЗМ
5
Устройство сбора и передачи данных
ЭКОМ-3000
1
Устройство синхронизации времени
УСВ-3
1
Программное обеспечение
ПК «Энергосфера»
1
Паспорт-Формуляр
17404049.4252103.082 ПФ.1
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ростовской ТЭЦ-2 ООО «Лукойл-Ростовэнерго», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Системы Релейной Защиты", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 17404049.4252103.082.1
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Качканар
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83992-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Качканар
[model] =>
[brand_full] => Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Качканар (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Качканар
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83992-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83992-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83992-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83992-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Качканар (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий центр сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС, ПМЭС, каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМ1. и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронно-цифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ, принимающее сигналы точного времени от спутниковых навигационных систем. УССВ обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой РФ координированного времени UTC (SU).
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами сервера сбора ИВК более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения установлен в технической документации АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные (если имеются)
DataServer. exe, DataServer_USPD. exe
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
№ ИК
Наименование ИК
Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
УСПД
1
2
3
4
5
6
1
ВЛ 220 кВ Качканар - Янтарь (ВЛ 220 кВ Янтарь)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
ЭКОМ-3000 рег. № 17049-04
2
ОВМ 220 кВ
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
3
ВЛ 110 кВ ГОК -Качканар 7 (ВЛ 110 кВ ГОК7)
ТВ-ЭК исп. М3 кл.т 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 56255-14
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) рег. № 60353-15
EPQS кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06
4
ВЛ 110 кВ ГОК -Качканар 8 (ВЛ 110 кВ ГОК8)
ТВ-ЭК исп. М3 кл.т 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 56255-14
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
EPQS кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06
5
ВЛ 110 кВ Качканар - Арбатская (ВЛ 110 кВ Арбатская)
ТВ-ЭК исп. М3 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 56255-14
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
EPQS кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06
6
ВЛ 110 кВ ГОК -Качканар 5 (ВЛ 110 кВ ГОК5)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
7
ВЛ 110 кВ Гранит -Качканар с отпайками (ВЛ 110 кВ Гранит)
ТВ-ЭК исп. М3 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 56255-14
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
EPQS кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06
8
ВЛ 110 кВ Качканар - Промысла с отпайками (ВЛ 110 кВ Промысла)
ТВ-ЭК исп. М3 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 56255-14
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
EPQS кл.т 0,2S/0,5 рег. № 25971-06
9
ВЛ 110 кВ ГОК -Качканар 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ ГОК1)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
10
ВЛ 110 кВ ГОК -Качканар 10 (ВЛ 110 кВ ГОК10)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
ЭКОМ-3000 рег. № 17049-04
11
ВЛ 110 кВ ГОК -Качканар 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ ГОК2)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
12
ВЛ 110 кВ ГОК -Качканар 3 с отпайкой на ПС Качканар (тяга) (ВЛ 110 кВ ГОК3)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
13
ВЛ 110 кВ ГОК -Качканар 4 с отпайкой на ПС Качканар (тяга) (ВЛ 110 кВ ГОК4)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
14
ВЛ 110 ГОК -Качканар 6 (ВЛ 110 кВ ГОК6)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
15
ВЛ 110 ГОК -Качканар 9 (ВЛ 110 кВ ГОК9)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
16
ОВМ 110 кВ
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
Примечания
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 - активная, реактивная.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Номер ИК
cosф
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
51(2)%,
55 %,
520 %,
5100 %,
I1(2)% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1, 2, 6, 9 — 16 (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
3 — 5, 7, 8 (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
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 изм< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1, 2, 6, 9 — 16 (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
3 — 5, 7, 8 (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
Номер ИК
cosф
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
51(2)%,
55 %,
520 %,
5100 %,
I1(2)% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1, 2, 6, 9 — 16 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)
1,0
1,2
0,8
0,7
0,7
0,8
1,3
1,0
0,9
0,9
0,5
1,9
1,4
1,1
1,1
3 — 5, 7, 8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)
1,0
1,2
0,8
0,7
0,7
0,8
1,3
1,0
0,9
0,9
0,5
1,9
1,4
1,1
1,1
Номер ИК
cosф
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
52%,
55 %,
520 %,
5100 %,
I2% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1, 2, 6, 9 — 16 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)
0,8
2,2
1,9
1,6
1,6
0,5
1,9
1,5
1,4
1,4
3 — 5, 7, 8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)
0,8
2,2
1,9
1,6
1,6
0,5
1,9
1,5
1,4
1,4
Продолжение таблицы 3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени
компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Д), с
5
Примечания
1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для coso 1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и §2%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
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
от 99 до 101
- ток, % От Ihom
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
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
от 90 до 110
- ток, % От Ihom
от 1(5) до 120
- коэффициент мощности, не менее
0,5
- частота, Гц
от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН
от -45 до +40
- для счетчиков
от +10 до +30
- для УСПД
от +10 до +30
- для сервера, УССВ ИВК
от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
72
счетчики электроэнергии EPQS:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
72
УСПД ЭКОМ-3000:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
75000
Продолжение таблицы 4
Глубина хранения информации
счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее
45
при отключенном питании, лет, не менее
3
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
Тип
Госреестр
Кол.
1
2
3
4
Трансформатор тока
ТВ-ЭК
74600-19
33
Трансформатор тока
ТВ-ЭК исп. М3
56255-14
15
Трансформатор напряжения антирезонансный однофазный
НАМИ
60353-15
12
Счетчик электрической энергии многофункциональный
Альфа А1800
31857-20
11
Счетчик электрической энергии многофункциональный
EPQS
25971-06
5
Устройство сбора и передачи данных
ЭКОМ-3000
17049-04
1
Радиосервер точного времени
РСТВ-01
40586-12
1
Формуляр
РЭМ-ПТР-2019.У014-ФО
—
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Качканар», аттестованной ООО «ЭнерТест», регистрационный номер RA.RU.311723 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => У014
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Анализаторы рентгенофлуоресцентные поточные цифровые
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83991-21
[name] => Анализаторы рентгенофлуоресцентные поточные цифровые
[model] => АРП-2Ц
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Техноаналитприбор" (ООО "Техноаналитприбор"), г. Москва
[preview_text] => Анализаторы рентгеноспектральные поточные цифровые АРП-2Ц предназначены для измерений массовой доли химических элементов от кальция до урана в технологических продуктах переработки минерального сырья, горных пород и руд, твердых, порошкообразных материалов.
[page_header] => Анализаторы рентгенофлуоресцентные поточные цифровые АРП-2Ц
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83991-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83991-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83991-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83991-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83991-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Анализаторы рентгеноспектральные поточные цифровые АРП-2Ц предназначены для измерений массовой доли химических элементов от кальция до урана в технологических продуктах переработки минерального сырья, горных пород и руд, твердых, порошкообразных материалов.
Описание
Принцип действия анализаторов основан на методе вторичного рентгеновского излучения. Первичные рентгеновские лучи, создаваемые рентгеновской трубкой, облучают анализируемую пробу и вызывают вторичное рентгеновское излучение, спектр которого зависит от элементного состава пробы. В качестве источника возбуждения используется рентгеновская трубка.
Расчет массовой доли анализируемых элементов основан на зависимости интенсивности излучения от его массовой доли в пробе. Для расчета применяется метод фундаментальных параметров.
Конструктивно анализаторы выполнены в виде моноблока, содержащего малогабаритный источник рентгеновского излучения, предусилитель, кремниевый дрейфовый детектор (SDD), блок управления и стабилизации питания и связи со встроенным модулем связи с ПК, узел позиционирования образца с устройством вращения.
Нанесение знака поверки на анализатор не предусмотрено.
Заводской номер, идентифицирующий каждый экземпляр анализатора, в виде цифрового обозначения, наносится на маркировочную табличку.
Общий вид анализатора, место нанесения знака утверждения типа и схема пломбирования от несанкционированного доступа представлены на рисунке 1.
Место нанесения знака утверждения типа
Места пломбирования
Рисунок 1 - Общий вид средства измерений, место нанесения знака утверждения типа и схема пломбирования от несанкционированного доступа
Программное обеспечение
Анализаторы оснащены программным обеспечением (ПО), позволяющим управлять работой анализатора, отображать результаты измерений, обрабатывать, передавать и хранить полученные данные.
Влияние ПО на метрологические характеристики анализаторов учтено при нормировании их характеристик.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Наименование программного обеспечения
AnalyzerNet.exe
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 2.1.0
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон определяемых элементов
от Са до U
Диапазон измерений массовой доли элементов, %
от 0,05 до 75,0
Предел допускаемого относительного среднеквадратического отклонения (ОСКО) случайной составляющей относительной погрешности измерений массовой доли элементов, %, в поддиапазоне измерений:
- от 0,05 % до 0,2 % включ.
- св. 0,2 % до 1,0 % включ.
- св. 1,0 % до 10,0 % включ.
- св. 10,0 % до 50,0 % включ.
- св. 50,0 % до 75,0 %
10
8,0
5,0
3,0
1,0
Продолжение таблицы 2
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массовой доли элементов, %, в поддиапазоне измерений:
- от 0,05 % до 0,2 % включ.
- св. 0,2 % до 1,0 % включ.
- св. 1,0 % до 10,0 % включ.
- св. 10,0 % до 50,0 % включ.
- св. 50,0 % до 75,0 %
±30 ±15 ±10 ±8 ±4
Порог обнаружения химических элементов, %, не более
0,01
аблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Количество одновременно определяемых элементов, не менее
10
Время установления рабочего режима, мин, не более
20
Время измерения, с
от 20 до 900
Масса, кг, не более
6
Габаритные размеры (диаметрхвысота), мм, не более
190x230
Срок службы, лет, не менее
6
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
230+23
23О-34,5
50+1
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность воздуха, %, при 25оС, без конденсата
от +5 до +40 от 20 до 95
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку анализатора согласно рисунку 1, на титульный лист руководства по эксплуатации анализатора типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Анализатор рентгеноспектральный
поточный цифровой
АРП-2Ц
1 шт.
Шкаф питания
по согласованию с заказчиком
1 шт.
Управляющий компьютер
1 шт.
Прикладная программа ПО (на CD-диске) с электронным ключом
-
1 шт.
Ключ шестигранный
-
2 шт.
Руководство пользователя ПО
ПРГТ.415442.002 ПО
1 шт.
Паспорт
ПРГТ.415441.002 ПС
1 шт.
Схема соединений электрическая
ПРГТ.415441.002 Э4
1 шт.
Руководство по эксплуатации
ПРГТ.415441.002 РЭ
1 шт.
Ведомость эксплуатационных документов
ПРГТ.415441.002 ЭД
1 шт.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 3 «Использование анализатора» и в п. 4.2 «Методика измерений» руководства по эксплуатации ПРГТ.415441.002 РЭ, а также в аттестованных (стандартизованных) методиках измерений (при использовании в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений).
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.735.0-2011 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений содержания компонентов в жидких и твердых веществах и материалах. Основные положения
ПРГТ.415441.002 ТУ Анализаторы рентгеноспектральные поточные цифровые АРП-2Ц
[category] =>
[brand] => ООО "ТЕХНОАНАЛИТПРИБОР", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции "Шнейдер Электрик"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83975-21
[name] => Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции "Шнейдер Электрик"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "СпецэнергоПромКомплект" (ООО "СПК"), г. Москва
[preview_text] => Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер Электрик» (далее - комплексы) предназначены для измерения и контроля параметров технологических процессов и управления положением или состоянием исполнительных механизмов, путем измерения и генерации силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА и измерения электрического сопротивления от первичных измерительных преобразователей (ПИП).
[page_header] => Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции "Шнейдер Электрик"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83975-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83975-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83975-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83975-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83975-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер Электрик» (далее - комплексы) предназначены для измерения и контроля параметров технологических процессов и управления положением или состоянием исполнительных механизмов, путем измерения и генерации силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА и измерения электрического сопротивления от первичных измерительных преобразователей (ПИП).
Описание
Принцип действия комплексов основан на приеме и преобразовании сигналов, поступающих от ПИП, с последующим вычислением, обработкой и архивированием значений параметров технологических процессов.
Комплексы предусматривают возможность:
- приема электрических унифицированных сигналов от аналоговых, дискретных и интеллектуальных устройств, измерительных преобразователей и датчиков технологических параметров нижнего уровня комплекса автоматизации;
- взаимодействия с другими информационно-измерительными, управляющими и смежными системами и оборудованием объекта по проводным и волоконно-оптическим линиям связи (ВОЛС);
- автоматического дистанционного и ручного управления технологическим оборудованием и исполнительными механизмами;
- выявления отклонений технологического процесса от заданных режимов и аварийных ситуаций;
- реализации противоаварийной и технологической защиты;
- управления световой и звуковой сигнализацией;
- отображения необходимой информации о ходе технологического процесса (ТП) и состоянии оборудования;
- формирования баз данных заданных технологических параметров;
- архивирования заданных технологических параметров, событий и действий оперативно - диспетчерского персонала;
- защиты от несанкционированного доступа (НСД);
- диагностики каналов связи и оборудования;
- автоматического включения резервного оборудования;
- сохранения настроек при отказе и отключении электропитания.
Комплексы являются проектно-компонуемым изделием. В зависимости от исполнения, в состав комплекса входит следующее типовое оборудование:
1) первичные измерительные преобразователи технологических параметров в сигналы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА или в электрическое сопротивление (в диапазоне от 30 до 180 Ом);
2) промежуточные измерительные преобразователи, осуществляющие нормализацию сигналов и гальваническую развязку цепей первичных измерительных преобразователей (исполнительных устройств) и входных цепей аналоговых модулей ввода/вывода;
3) аналоговые модули ввода/вывода, производящие аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразования. Модули предназначены для совместной работы по внешней шине с контроллерами программируемыми логическими Modicon Quantum, Modicon M340 и Modicon M580.
Измерительные каналы (ИК) комплексов строятся на базе программируемых логических контроллеров и по составу разделяются на 5 видов.
Измерительный канал вида 1 имеет структуру: первичный измерительный преобразователь с выходным сигналом постоянного тока стандартного диапазона от 4 до 20 мА - промежуточный измерительный преобразователь с гальванической развязкой - модуль ввода аналоговых сигналов. Основные метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей утвержденных типов приведены в таблице 1. Перечень возможных промежуточных измерительных преобразователей приведен в таблице 2. Перечень возможных модулей ввода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
Измерительный канал вида 2 имеет структуру: первичный измерительный
преобразователь с выходным сигналом постоянного тока стандартного диапазона от 4 до 20 мА - модуль ввода аналоговых сигналов. Основные метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей приведены в таблице 1. Перечень возможных модулей ввода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
Измерительный канал вида 3 имеет структуру: первичный измерительный
преобразователь температуры, представляющий собой термопреобразователь сопротивления -промежуточный измерительный преобразователь с гальванической развязкой - модуль ввода аналоговых сигналов. Основные метрологические характеристики ПИП температуры приведены в таблице 1. Перечень возможных промежуточных измерительных преобразователей приведен в таблице 2. Перечень возможных модулей ввода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
Измерительный канал вида 4 имеет структуру: модуль вывода аналоговых сигналов -промежуточный измерительный преобразователь с гальванической развязкой. Перечень возможных промежуточных измерительных преобразователей приведен в таблице 2. Перечень возможных модулей вывода аналоговых сигналов приведен в таблице 4.
Измерительный канал вида 5 состоит только из модуля вывода аналоговых сигналов. Перечень возможных модулей вывода аналоговых сигналов приведен в таблице 4.
Таблица 1 - Метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей
Функциональное назначение первичного измерительного преобразователя
Пределы допускаемой приведенной погрешности, % от диапазона измерений
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
ПИП избыточного давления нефти/нефтепродукта
±0,1
-
ПИП избыточного давления жидких сред, за
исключением нефти/нефтепродукта
±0,2
-
ПИП избыточного давления/разрежения газа
±0,4
-
ПИП перепада давления нефти/нефтепродуктов
±0,4
-
ПИП перепада давления жидких сред вспомогательных систем
±0,4
-
ПИП силы тока, напряжения, мощности
±1,0
-
ПИП виброскорости
±10,0
-
ПИП уровня загазованности атмосферы парами
углеводородов, % НКПРП*
±5,0
-
ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых
расходомеров, поверенных имитационным
(беспроливным) методом
±1,0
-
ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых
расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном
±0,5
-
ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых
расходомеров, поверенных имитационным
(беспроливным) методом
±0,5
-
ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых
расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном
±0,3
-
ПИП измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА
±0,1
-
ПИП осевого смещения ротора
-
±0,1 мм
ПИП измерения уровня нефти/нефтепродуктов в резервуаре РП
-
±3,0 мм
ПИП уровня жидкости во вспомогательных емкостях
-
±10,0 мм
ПИП температуры нефти/нефтепродукта в
трубопроводах
-
±0,5 °С
ПИП температуры стенки трубы накладной
-
±1,0 °С
ПИП температуры других сред
-
±2,0 °С
ПИП многоточечный температуры
нефти/нефтепродукта в резервуаре
-
±0,2 °С
* НКПРП - Нижний концентрационный предел распространения пламени
Таблица 2 - Промежуточные измерительные преобразователи
Наименование средства измерений
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
Преобразователи измерительные IM, IMS, MK
49765-12
Преобразователи измерительные IMX12, исп. IMX12-AI, IMX12-AO, IMX12-TI
65278-16
Преобразователи измерительные MACX
68653-17
Преобразователи измерительные MACX MCR
82253-21
Преобразователи измерительные S, K, H
65857-16
Преобразователи измерительные ввода вывода ACT20X
60310-15
Таблица 3 - Модули ввода аналоговых сигналов
Тип модуля
Наименование средства измерений
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
BMXAMI0810RU
Модули аналоговые серии BMX-... -RU
71109-18
BMXAMI0410RU
BMXAMI0810
Модули аналоговые серии BMX, BME, РМЕ
67370-17
BMXAMI0410
140ACI03000
Модули аналоговые серии Modicon
18649-09
140AVI03000
140ACI04000
Таблица 4 - Модули вывода аналоговых сигналов
Тип модуля
Наименование СИ
Регистрационный номер
BMXAMO0410RU
Модули аналоговые серии BMX-. -RU
71109-18
BMXAMO0410
Модули аналоговые серии BMX, BME, РМЕ
67370-17
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской (серийный) номер, идентифицирующий каждый экземпляр средства измерений, наносится на металлическую табличку с помощью металлографии или гравировки, табличка с наименованием комплекса и серийным номером наклеена на обратной стороне дверцы шкафа, в верхней части. Номер имеет цифровое обозначение, состоящее из сочетания арабских цифр.
Общий вид шкафов комплекса приведен на рисунке 1.
механические замки
Рисунок 1 - Общий вид шкафов комплекса
Пломбирование комплексов не предусмотрено. Механическая защита комплексов основана на использовании встроенного механического замка на дверях шкафов, в которых монтируются компоненты комплексов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение комплексов (далее - ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик») разделено на 2 группы - встроенное ПО контроллеров ПТК МПСА «Шнейдер Электрик» и внешнее, устанавливаемое на персональный компьютер, - ПО «OPC Factory Server» или ПО «Proficy iFix OPC Client» или ПО «MBE Driver» или ПО «Alpha.Server».
Выбор внешнего ПО зависит от вида измерительного канала.
ПО «OPC Factory Server» - программа, представляющая собой сервер данных, полученных с контроллера, и предоставляющая их клиентам по ОРС-стандарту.
ПО «Proficy iFix OPC Client» - программа, представляющая собой сервер данных, полученных с контроллера, и предоставляющая их клиентам (в т.ч. по ОРС-стандарту).
ПО «MBE Driver» - программа, представляющая собой сервер данных, полученных с контроллера, и предоставляющая их клиентам (в т.ч. по ОРС-стандарту).
ПО «Alpha.Server» - программа, представляющая собой сервер данных, полученных с контроллера, и предоставляющая их клиентам (в т.ч. по ОРС-стандарту).
Встроенное ПО контроллера ПТК МПСА «Шнейдер Электрик» устанавливается в энергонезависимою память контроллеров в производственном цикле на заводе-изготовителе. Текущие значения идентификационных признаков конкретного экземпляра контроллера устанавливается в процессе первичной поверки комплекса.
Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Идентификационные данные внешнего программного обеспечения
ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Значение
Значение
Значение
Наименование программного обеспечения
ПО «OPC Factory Server»
ПО «Proficy iFix OPC Client»
ПО «MBE Driver»
ПО «AlphaServer»
Идентификационное наименование ПО
OPC Factory Server - [Server Status]
Proficy iFix OPC Client
MBE I/O Server
AlphaServer
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения
не ниже V3.60.3108.0
не ниже v7.46g
не ниже v7.46d
не ниже
4.12.1.29174
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)
-
-
-
-
ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик», предназначенное для управления работой модулей и предоставления измерительной информации по стандартным протоколам, не влияет на метрологические характеристики средства измерений (метрологические характеристики комплекса нормированы с учетом ПО). Программная защита ПО и результатов измерений реализована на основе системы паролей и разграничения прав доступа. Механическая защита ПО основана на использовании встроенного механического замка на дверях шкафов, в которых монтируются компоненты каналов.
Уровень защиты ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик» «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 6 - Метрологические характеристики входных измерительных каналов комплексов с учетом погрешности первичных измерительных преобразователей
Наименование характеристики
Пределы допускаемой погрешности измерений
- канал измерения избыточного давления нефти/нефтепродуктов
±0,15 % от диапазона (прив.)
- канал измерения избыточного давления жидких сред, за исключением нефти/нефтепродукта
±0,3 % от диапазона (прив.)
- канал измерения избыточного давления/разрежения газа
±0,6 % от диапазона (прив.)
- канал измерения перепада давления нефти/нефтепродукта
±0,6 % от диапазона (прив.)
- канал измерения перепада давления жидких сред вспомогательных систем
±0,6 % от диапазона (прив.)
- канал измерения силы тока, напряжения, мощности
±1,5 % от диапазона (прив.)
- канал измерения виброскорости
±15 % от диапазона (прив.)
Наименование характеристики
Пределы допускаемой погрешности измерений
- канал измерения загазованности атмосферы парами углеводородов, % НКПРП*
±7,5 % от диапазона (прив.)
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным (беспроливным) методом
±1,5 % от диапазона (прив.)
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном
±0,75 % от диапазона (прив.)
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным (беспроливным) методом
±0,75 % от диапазона (прив.)
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном
±0,45 % от диапазона (прив.)
- канал измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА
±0,15 % от диапазона (прив.)
- канал измерения осевого смещения ротора
±0,15 мм (абс.)
- канал измерения уровня нефти/нефтепродукта в резервуаре РП
±4,5 мм (абс.)
- канал измерения уровня жидкости во вспомогательных емкостях
±15 мм (абс.)
- канал измерения температуры нефти/нефтепродукта в трубопроводах
±0,75 °С (абс.)
- канал измерения температуры стенки трубы накладной
±1,5 °С (абс.)
- канал измерения температуры других сред
±3,0 °С (абс.)
- канал многоточечный измерения температуры нефти/нефтепродукта в резервуаре
±0,3 °С (абс.)
* НКПРП - Нижний концентрационный предел распространения пламени
Таблица 7 - Метрологические характеристики выходных измерительных каналов комплексов типа «4-20 мА униполярный»:
Наименование характеристики
Пределы допускаемой погрешности измерений
- канал цифро-аналогового преобразования силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА
±0,25 % от диапазона (прив.)
Таблица 8 - Основные технические характеристики комплексов
Наименование характеристики
Значение
Диапазоны измерений физических величин:
- избыточного давления, МПа
от 0 до 16
- разрежения, МПа
от 0 до 0,1
- перепада давления, МПа
от 0 до 14
- температуры, °C
от -100 до +200
- расхода, м3/ч
от 0,1 до 20000
- уровня, мм
от 0 до 23000
- загазованности, % НКПРП
от 0 до 100
- виброскорости, мм/с
от 0 до 30
- осевого смещения ротора, мм
от 0 до 10
- силы тока, потребляемого нагрузкой (с учетом понижения токовым трансформатором) , А
от 0 до 5
- напряжения нагрузки, В
от 0 до 12000
- сопротивления, Ом
от 30 до 180
- силы тока, мА
от 4 до 20
- мощность, Вт
от 0 до 40000000
Рабочие условия эксплуатации первичных измерительных преобразователей:
- температура окружающего воздуха, °С
от -60 до +60
- относительная влажность при температуре +3 0 °С, %
от 30 до 95 без конденсации влаги
- атмосферное давление, кПа
от 84 до 107
Рабочие условия эксплуатации промежуточных измерительных преобразователей и модулей ввода/вывода:
- температура окружающего воздуха, °С
от 0 до +40
- относительная влажность при температуре + 30 °С, %
от 30 до 90 без конденсации влаги
- атмосферное давление, кПа
от 84 до 107
Параметры электропитания от сети переменного тока:
- напряжение, В
от 187 до 264
- частота, Гц
50±0,4
Назначенный срок службы, лет, не менее
20
Масса одного шкафа, кг, не более
320
Габаритные размеры одного шкафа, мм, не более
2000x1200x1000
Максимальное количество ИК для одного шкафа
192
Знак утверждения типа
наносится на табличку шкафа и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Таблица 9 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество (шт.)
Комплекс программно-технический микропроцессорной системы автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер
-
количество
Электрик":
в
первичные измерительные преобразователи (тип
-
соответстви и с заказом
и количество в соответствии с заказом) модули измерительные:
-
модуль ввода аналоговых сигналов
BMXAMI0810
(по заказу);
модуль вывода аналоговых сигналов
BMXAMO0410
(по заказу);
модуль ввода аналоговых сигналов
BMXAMI0810RU
(по заказу);
модуль вывода аналоговых сигналов
BMXAMO0410RU
(по заказу);
модуль ввода аналоговых сигналов
серии Modicon 140ACI03000, 140AVI03000,
140ACI04000 (по заказу);
модуль вывода аналоговых сигналов
серии Modicon 140ACO02000 (по заказу) Преобразователи измерительные IM, IMS, MK (по заказу);
Преобразователи измерительные IMX12, исп.
IMX12-AI, IMX12-AO, IMX12-TI
(по заказу);
Преобразователи измерительные MACX
(по заказу);
Преобразователи измерительные S, K, H (по заказу)
-----
--
--
Комплект ЗИП
-
1
Комплект эксплуатационных документов:
Руководство по эксплуатации
Формуляр
ВЛТЦ.425200.007.РЭ
4252-020-45857235-2021 ФО
1
1
Сведения о методах измерений
приведены в п. 2.5 «Использование МПСА МНС+ПНС» Руководства по эксплуатации ВЛТЦ.425200.007.РЭ
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 01 октября 2018 г. № 2091 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного тока в диапазоне от 1-10-16 до 100 А».
Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 года № 3456 «Об утверждении
государственной поверочной схемы для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока».
ТУ 4252-020-45857235-2014 Программно-технические комплексы
микропроцессорных систем автоматизации нефтеперекачивающей станции «Шнейдер Электрик». Технические условия.
[category] =>
[brand] => ООО "СпецэнергоПромКомплект", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Генераторы сигналов произвольной формы
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83990-21
[name] => Генераторы сигналов произвольной формы
[model] => серии EDU33210
[brand_full] => Компания "Keysight Technologies, Inc.", США; Завод-изготовитель: "Keysight Technologies (Chengdu) Co., Ltd. & Keysight Technologies (China) Co., Ltd.", Китай
[preview_text] => Генераторы сигналов произвольной формы серии EDU33210 (далее по тексту -генераторы) предназначены для формирования сигналов стандартных форм: синусоидального, прямоугольного, пилообразного, треугольного, импульсного, гауссовского шума, псевдослучайной бинарной последовательности, напряжения постоянного тока, а также сигналов произвольной формы.
[page_header] => Генераторы сигналов произвольной формы серии EDU33210
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83990-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83990-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83990-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83990-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83990-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83990-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83990-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Генераторы сигналов произвольной формы серии EDU33210 (далее по тексту -генераторы) предназначены для формирования сигналов стандартных форм: синусоидального, прямоугольного, пилообразного, треугольного, импульсного, гауссовского шума,
псевдослучайной бинарной последовательности, напряжения постоянного тока, а также сигналов произвольной формы.
Описание
Генераторы представляют собой лабораторные измерительные приборы.
Принцип их действия основан на прямом цифровом синтезе (DDS), когда выходной сигнал получается из опорной частоты в соответствии с управляющими цифровыми сигналами. Таблица отсчетов формируемого сигнала считывается из памяти, поступает на вход цифроаналогового преобразователя, вырабатывающего последовательность ступеней выходного напряжения, аппроксимирующих требуемую форму выходного сигнала. Ступенчатое напряжение сглаживается фильтром нижних частот, в результате чего формируется заданная форма сигнала. Частота и амплитуда синтезируемого сигнала в любой момент времени точно известны, а погрешность их установки определяется точностью цифровой системы синтеза.
Основные узлы генераторов: опорный генератор, делитель (умножитель) частоты, накапливающий сумматор, ПЗУ, ЦАП, фильтр нижних частот (ФНЧ), компаратор, микропроцессор, схема интерфейсов, источник питания, клавиатура, ЖК-дисплей.
Генераторы сигналов произвольной формы серии EDU33210 выпускаются в двух модификациях: EDU33211A, EDU33212A, отличающихся количеством выходных каналов.
Конструктивно генераторы выполнены в виде моноблока.
На передней панели генераторов расположены: ЖК-дисплей, клавиатура, разъем интерфейса USB для сохранения/загрузки форм сигналов, вход внешней синхронизации, вход внешней модуляции, выход запуска, выходы сигнала.
На задней панели генераторов расположены: гнездо замка Кенсингтон, вентилятор обдува, разъемы интерфейсов LAN и USB, разъем сети питания.
Генераторы имеют ручку для переноски.
Общий вид генераторов представлен на рисунках 1 - 2.
Пломбирование генераторов сигналов произвольной формы серии EDU33210 не предусмотрено.
Нанесение знака поверки на генераторы не предусмотрено.
Место нанесения заводских (серийных) номеров - на тыльной панели корпуса; способ нанесения - типографская печать на бумажной наклейке; формат - буквенно-цифровой код, состоящий из букв латинского алфавита и арабских цифр.
Рисунок 1 - Общий вид генераторов сигналов произвольной формы модификации EDU33211A. Вид спереди
Рисунок 2 - Общий вид генераторов сигналов произвольной формы модификации EDU33212A. Вид спереди
Рисунок 3 - Общий вид генераторов сигналов произвольной формы серии EDU33210. Вид сзади
Программное обеспечение
Генераторы работают под управлением встроенного программного обеспечения (ПО).
Встроенное ПО (микропрограмма) реализовано аппаратно и является метрологически значимым. Метрологические характеристики приборов нормированы с учетом влияния встроенного ПО. Микропрограмма заносится в программируемое постоянное запоминающее устройство (ППЗУ) приборов предприятием-изготовителем и недоступна для потребителя.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
—
Номер версии (идентификационный номер ПО), не ниже
K-01.00.01
Цифровой идентификатор ПО
—
Технические характеристики
Таблица 2 - Виды выходных сигналов генераторов
Наименование характеристики
Значение
Виды выходных сигналов
стандартных форм
синусоидальный, прямоугольный, пилообразный,
треугольный, импульсный, гауссовский шум,
псевдослучайная бинарная последовательность, напряжение постоянного тока
Виды выходных сигналов
произвольных форм
(встроенные в генератор)
кардиоида, экспоненциальный фронт, экспоненциальный срез, гауссов импульс, гаверсинус (Haversine), функция Лоренца (Lorentz), производная от функции Лоренца (D-Lorentz), пилообразный с отрицательным наклоном (Negative Ramp), кардинальный синус (sinc)
Продолжение таблицы 2
Наименование характеристики
Значение
Вид выходного сигнала
(определяемый пользователем)
произвольный, с длиной записи до 8 млн. точек на канал
Режимы работы
непрерывная генерация, модуляция, качание частоты, пакетный запускаемый, пакетный стробируемый
Виды модуляции
амплитудная (AM), частотная (FM), фазовая (PM), частотная манипуляция (FSK), двоичная фазовая манипуляция (BPSK), широтно-импульсная модуляция (PWM)
Таблица 3 - Амплитудные характеристики генераторов
Наименование характеристики
Значение
EDU33211A
EDU33212A
Число выходных каналов
1
2
Выходной импеданс, Ом
50
Диапазон размаха выходного напряжения
- на нагрузке 50 Ом, В
- в режиме холостого хода, В
от 0,001 до 10
от 0,002 до 20
Пределы допускаемой
абсолютной погрешности
установки размаха выходного напряжения синусоидальной
формы на частоте 1 кГц, В
±(0,01-U+0,001) 1)
±(0,02-U+0,001) 2)
Диапазон установки
постоянного напряжения
смещения - на нагрузке 50 Ом, В - в режиме холостого хода, В
±5 ±10
Пределы допускаемой
абсолютной погрешности
установки постоянного
напряжения смещения, В
±(0,01 •исм.+0,01 •U+0,005)
Примечания
1) - в нормальных условиях измерений;
2) - в рабочих условиях измерений;
U - установленное значение выходного напряжения, В;
Ucm. - установленное значение постоянного напряжения смещения, В
Таблица 4 - Частотные характеристики генераторов
Наименование характеристики
Значение
EDU33211A
EDU33212A
Число выходных каналов
1
2
Диапазон частот выходного сигнала
от 1 мкГц до 20 МГц
от 1 мкГц до 20 МГц
Разрешающая способность по частоте, мкГц
1
Пределы допускаемой
абсолютной погрешности
установки частоты выходного сигнала, Гц
±(Г10-6Т+1540-12) 3)
±(240-6<F+1540-12) 4)
Примечания
3) - в нормальных условиях измерений;
4) - в рабочих условиях измерений;
F - установленное значение частоты сигнала, Г ц
Таблица 5 - Характеристики выходных сигналов
Наименование характеристики
Значение
Синусоидальный сигнал
Диапазон частот
от 1 мкГц до 20 МГц
Неравномерность АЧХ относительно частоты
1 кГц в диапазоне частот:
до 100 кГц, дБ
св. 100 кГц до 5 МГц, дБ
св. 5 до 20 МГц, дБ
±0,1 ±0,15 ±0,3
Прямоугольный и импульсный сигналы
Диапазон частот
от 1 мкГц до 10 МГц
Минимальная длительность импульса, нс
16 с разрешением 100 пс
Диапазон установки коэффициента
заполнения, %
от 0,01 до 99,99 с разрешением 0,01
Пилообразный и т]
реугольный сигнал
Диапазон частот
от 1 мкГц до 200 кГц
Симметричность, %
от 0 до 100 с разрешением 0,1
Нелинейность при амплитуде выходного сигнала в диапазоне от 5 до 95 %, %
не более 0,1
Гауссовский шум
Полоса частот
от 1 мкГц до 20 МГц
Псевдослучайная бинарная последовательность
Скорость передачи данных (битрейт)
от 1 Мбит до 50 Мбит с разрешением 1 Мбит
Сигнал произвольной формы
Длина записи, точек
от 8 до 8 млн. (1 млн на одну форму)
Частота дискретизации
от 1 мкГц до 250 МГц
Разрешение по уровню, бит
16
Характеристики амплитудной модуляции (АМ)
Коэффициент АМ
от 0 до 120 % с разрешением 0,01 %
Характеристики частотной модуляции (FM)
Девиация
от 1 мкГц до 15 МГц с разрешением 1 мкГц
Продолжение таблицы 5
Наименование характеристики
Значение
Характеристики фазовой модуляции (PM)
Девиация, градусов
от 0 до 360 с разрешением 0,1
Характеристики широтно-импульсной модуляции (PWM)
Девиация, %
от 0 до 100 с разрешением 0,01
Таблица 6 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Параметры дисплея
цветной ЖК TFT, диагональ 7 дюйма, разрешение 800 на 480 точек
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц
230
50
Габаритные размеры, мм, (длинахширинахвысота)
314x130x165
Масса, кг
3,1
Нормальные условия измерений:
- температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха, %
от +18 до +28 80
Рабочие условия измерений:
- температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха, %
от 0 до +55 80
Средний срок службы, лет
10
Средняя наработка на отказ, ч
10 000
Знак утверждения типа
наносится на лицевую панель генераторов способом наклейки и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 7 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Генератор сигналов произвольной формы серии EDU33210 (модификация по заказу)
—
1 шт.
Кабель питания
—
1 шт.
Руководство по эксплуатации
—
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в руководстве по эксплуатации в разделе 6. «Руководство по выполнению измерений».
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 июля 2018 г. № 1621 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты»
[category] =>
[brand] => Компания "Keysight Technologies, Inc.", США
[country] => КИТАЙ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 2 УПСВ "Мочалеевская" АО "Самаранефтегаз"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83989-21
[name] => Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 2 УПСВ "Мочалеевская" АО "Самаранефтегаз"
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "Самаранефтегаз" (АО "Самаранефтегаз"), г. Самара
[preview_text] => Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 2 УПСВ «Мочалеевская» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
[page_header] => Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 2 УПСВ "Мочалеевская" АО "Самаранефтегаз"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83989-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83989-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83989-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83989-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 2 УПСВ «Мочалеевская» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси.
При прямом методе динамических измерений массу нефтегазоводяной смеси измеряют с помощью счетчиков-расходомеров массовых кориолисовых «ЭМИС-МАСС 260», и результат измерений получают непосредственно. Выходные электрические сигналы счетчика-расходомера массового кориолисового «ЭМИС-МАСС 260» поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее - ИВК), который преобразует их в массу нефтегазоводяной смеси.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (далее - БИЛ), в состав которого входит одна рабочая измерительная линия (далее - ИЛ 1) и одна контрольно-резервная измерительная линия (далее - ИЛ 2), блока измерений показателей качества (далее - БИК), блока фильтров, системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКНС и ее компоненты.
В состав СИКНС входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на аналогичные утвержденного типа, приведенные в таблице 1
Таблица 1 - Состав СИКНС
Наименование измерительного компонента
Количество измерительных компонентов (место установки)
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
1
2
3
Счетчик-расходомер массовый кориолисовый «ЭМИС-МАСС 260»
1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2)
77657-20
Преобразователь давления измерительный СДВ
1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2), 1 (БИК)
28313-11
Т ермопреобразователь универсальный ТПУ 0304, мод. ТПУ 0304Exd/M1-H
1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2), 1 (БИК)
50519-17
Расходомер-счётчик жидкости «РВШ-ТА»
2 (БИК)
78390-20
Влагомер сырой нефти ВСН-2
2 (БИК)
24604-12
Комплекс измерительновычислительный расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+»
1 (СОИ)
52866-13
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры утвержденных типов.
Пломбировка СИКНС не предусмотрена. Конструкция не предусматривает возможность нанесения заводских и (или) серийных номеров непосредственно на СИКНС. С целью обеспечения идентификации заводской номер установлен в формуляре.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС реализовано в ИВК и ПО автоматизированного рабочего места «Генератор отчетов АБАК REPORTER» (далее - АРМ оператора). ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях СИКНС в целях утверждения типа.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ИВК и ПО АРМ оператора СИКНС приведены в таблице 2
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС
Идентификационн ые данные (признаки)
Значение
ИВК
АРМ оператора
1
2
3
Идентификационн ое наименование ПО
Abak. bex
ngas201 5.bex
mivisc. bex
mi354
8.bex
ttriso.be
x
AbakC2 .bex
LNGmr
273.bex
mDLL.dll
Номер версии
(идентификацион ный номер) ПО
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.2.5.16
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)
40690
91340
3133109 068
3354585
224
23335
58944
1686257 056
2555287
759
3623190
64
ef9f814ff4180
d55bd94d0deb d230d76
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
CRC32
MD5
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКНС
Наименование характеристики
Значение
1
2
Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси, т/ч
от 12 до 140
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, %
±0,25
Примечание - пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси нормируется в соответствии с документом: «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 2 УПСВ «Мочалеевская» АО «Самаранефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2021.40724)
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды
Наименование характеристики
Значение
1
2
Температура окружающего воздуха, °С:
от - 40 до + 40
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
(380±38)/(220±22)
50±1
Средний срок службы, лет, не менее
10
Продолжение таблицы 4
1
2
Измеряемая среда со следующими параметрами:
- избыточное давление измеряемой среды, МПа
- температура измеряемой среды, °С
- кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры измеряемой среды, мм2/с
- плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3
- объемная доля воды, %,
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3
- массовая доля механических примесей, %
- содержание растворенного газа, м3/м3
- содержание свободного газа
нефтегазоводяная смесь от 0,1 до 4,0 от 0 до + 40
от 0 до 30
от 845 до 875
от 0 до 100
от 100 до 5 000
от 0,01 до 0,05
от 0 до 10
не допускается
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист технологической инструкции СИКНС типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СИКНС
Наименование
Обозначение
Количест во
1
2
3
Система измерений количества и параметров
нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 2
УПСВ «Мочалеевская» АО «Самаранефтегаз»,
зав. № 494882
—
1 шт.
Технологическая инструкция СИКНС
П1-01.05 ТИ-026 ЮЛ-035
1 экз.
Формуляр на СИКНС
—
1 экз.
Методика поверки
МП 20-01653-24-2021
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 2 УПСВ «Мочалеевская» АО «Самаранефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2021.40724).
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
ПНСТ 360-2019 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
[category] =>
[brand] => АО "Самаранефтегаз", г. Самара
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 494882
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 3 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Системы измерительные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83976-21
[name] => Системы измерительные
[model] => EMS-20
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Эндресс+Хаузер" (ООО "Эндресс+Хаузер"), г. Москва
[preview_text] => Системы измерительные EMS-20 (далее - ИС) предназначены для измерений расхода, давления, температуры, плотности жидкости, пара, газа и газовых смесей; вычисления объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям; вычисления массы и объема жидкости, газа и пара, тепловой энергии и количества теплоносителя в водяных и паровых системах теплоснабжения.
[page_header] => Системы измерительные EMS-20
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83976-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83976-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83976-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83976-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Системы измерительные EMS-20 (далее - ИС) предназначены для измерений расхода, давления, температуры, плотности жидкости, пара, газа и газовых смесей; вычисления объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям; вычисления массы и объема жидкости, газа и пара, тепловой энергии и количества теплоносителя в водяных и паровых системах теплоснабжения.
Описание
Принцип действия ИС основан на непрерывном измерении и преобразовании при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных аналоговых (от 4 до 20 мА, сигналов от термопреобразователей сопротивления по ГОСТ 6651-2009), импульсных, цифровых (протокол HART) сигналов, поступающих по измерительным каналам (далее - ИК) от первичных измерительных преобразователей (далее - ИП). Представление оперативной и архивной информации, визуализацию технологических процессов производят на устройствах отображения.
Конфигурация ИС по составу оборудования, его количеству, требованиям к функциям формируется с учётом особенностей каждого технологического процесса и определяется проектом.
Основные функции ИС (в зависимости от состава):
- измерение расхода, давления, температуры и плотности измеряемой среды;
- вычисление теплофизических свойств измеряемой среды;
- вычисление объемного расхода и объема газов и газовых смесей, в том числе природного и влажного нефтяного газа, кислорода, диоксида углерода, азота, аргона, водорода, ацетилена, аммиака, приведённые к стандартным условиям, по ГОСТ Р 8.740-2011, ГОСТ 8.611-2013, МИ 3213-2009, ГОСТ 30319.1-3-2015,
ГСССД MP 113-03, ГСССД MP 118-05, ГСССД MP 134-07;
- вычисление массы нефти и нефтепродуктов по ГОСТ 8.587-2019, МИ 2693-2001;
- вычисление массы газового конденсата, сжиженного углеводородного газа и широкой фракции легких углеводородов по ГОСТ Р 8.785-2012;
- вычисление тепловой энергии и количества теплоносителя согласно МИ 2412-97, МИ 2451-98;
- вычисление объема и массы водяного пара в соответствии с ГСССД MP 1472008;
- формирование отчетов, архивирование, хранение и передача на операторскую станцию измеренных и вычисленных значений;
- измерение текущего времени, времени исправной и неисправной работы, суммирование нарастающим итогом тепловой энергии, объема и массы среды;
- расчет средних значений измеренных параметров измеряемой среды и хранение их в виде почасовых, суточных и месячных архивов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Состав ИК ИС указан в таблице 1.
Таблица 1 - Состав ИК ИС
Наименование ИК
Состав ИК ИС
Первичный ИП ИК
Вторичная часть ИК
Промежуточный ИП
СОИ
ИК массового расхода, массы
Расходомеры массовые Promass 100, Promass 200 (далее - Promass 100, Promass 200) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный номер) 57484-14)
—
Преобразователи расчетноизмерительные ТЭКОН-19 (далее -ТЭКОН-19) (регистрационный номер 61953-15)
Преобразователи расчетноизмерительные ТЭКОН-19Б (далее -ТЭКОН-19Б) (регистрационный номер 35766-07)
Вычислители УВП-280 (далее -УВП-280) (регистрационный номер 53503-13)
Т епловычислители СПТ963 (далее -СПТ963) (регистрационный номер 70097-17)
ИК массового расхода, массы
Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500) (далее -Promass 300, Promass 500) (регистрационный номер 68358-17)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
ТЭКОН-19Б (регистрационный номер 35766-07)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
Наименование ИК
Состав ИК ИС
Первичный ИП ИК
Вторичная часть ИК
Промежуточный ИП
СОИ
ИК объемного расхода, объема
Promass 100, Promass 200 (регистрационный номер 57484-14)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
ТЭКОН-19Б (регистрационный номер 35766-07)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
ИК объемного расхода, объема
Promass 300, Promass 500 (регистрационный номер 68358-17)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
ТЭКОН-19Б (регистрационный номер 35766-07)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
ИК объемного расхода, объема
Расходомеры вихревые Prowirl 200 (далее -Prowirl 200) (регистрационный номер 58533-14)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
ТЭКОН-19Б (регистрационный номер 35766-07)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
Наименование ИК
Состав ИК ИС
Первичный ИП ИК
Вторичная часть ИК
Промежуточный ИП
СОИ
ИК объемного расхода, объема
Расходомеры электромагнитные Promag (модификации Promag 100, Promag 200, Promag 400, Promag 800) (далее - Promag) (регистрационный номер 61467-15)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
ТЭКОН-19Б (регистрационный номер 35766-07)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
ИК объемного расхода, объема
Расходомеры электромагнитные Promag (модификации Promag 300, Promag 500) (далее - расходомеры Promag) (регистрационный номер 67922-17)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
ТЭКОН-19Б (регистрационный номер 35766-07)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
ИК объемного расхода, объема
Расходомеры-счетчики ультразвуковые Prosonic Flow (далее - Prosonic Flow) (регистрационный номер 29674-12)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
ТЭКОН-19Б (регистрационный номер 35766-07)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
Наименование ИК
Состав ИК ИС
Первичный ИП ИК
Вторичная часть ИК
Промежуточный ИП
СОИ
ИК давления
Prowirl 200 (регистрационный номер 58533-14)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
Барьеры-преобразователи БАЗИС-БАРС (далее — БАЗИС-БАРС) (регистрационный номер 70813-18)
Барьеры искробезопасности серий КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (далее — КА50ХХЕх, КА51ХХЕх) (регистрационный номер 74888-19)
ИК давления
Преобразователи давления измерительные Cerabar РМР11, Cerabar РМР21, Cerabar PMP23, Cerabar PMC11, Cerabar PMC21 (далее - Cerabar) (регистрационный номер 69234-17)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
Преобразователи измерительные МАСХ (далее — МАСХ) (регистрационный номер 68653-17)
БАЗИС-БАРС (регистрационный номер 70813-18)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (регистрационный номер 74888-19)
ИК давления
Преобразователи давления измерительные Cerabar М РМР51, Cerabar М РМР55, Cerabar М РМС51, Cerabar S РМР71, Cerabar S PMP75, Cerabar S PMC71 (далее - преобразователи давления Cerabar) (регистрационный номер 71892-18)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
МАСХ (регистрационный номер 68653-17)
БАЗИС-БАРС (регистрационный номер 70813-18)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (регистрационный номер 74888-19)
Наименование ИК
Состав ИК ИС
Первичный ИП ИК
Вторичная часть ИК
Промежуточный ИП
СОИ
ИК температуры
Promass 100, Promass 200 (регистрационный номер 57484-14)
—
БАЗИС-БАРС (регистрационный номер 70813-18)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (регистрационный номер 74888-19)
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
ИК температуры
Promass 300, Promass 500 (регистрационный номер 68358-17)
—
БАЗИС-БАРС (регистрационный номер 70813-18)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (регистрационный номер 74888-19)
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
ИК температуры
Prowirl 200 (регистрационный номер 58533-14)
—
БАЗИС-БАРС (регистрационный номер 70813-18)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (регистрационный номер 74888-19)
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
Наименование ИК
Состав ИК ИС
Первичный ИП ИК
Вторичная часть ИК
Промежуточный ИП
СОИ
ИК температуры
Т ермопреобразователи сопротивления платиновые серий TR, TS, TST, TPR, TSM, TET моделей
TR10, TR11, TR12, TR88, TST310 (далее -термопреобразователи сопротивления) (регистрационный номер 68002-17)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
ТЭКОН-19Б (регистрационный номер 35766-07)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
МАСХ (регистрационный номер 68653-17)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (регистрационный номер 74888-19)
БАЗИС-БАРС (регистрационный номер 70813-18)
ИК температуры
Т ермопреобразователи сопротивления (регистрационный номер 68002-17) в комплекте с преобразователями измерительными серии iTEMP TMT моделей ТМТ 82 (далее - ТМТ 82) или ТМТ 181 (далее -ТМТ 181) (регистрационный номер 57947-19)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
ТЭКОН-19Б (регистрационный номер 35766-07)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
МАСХ (регистрационный номер 68653-17)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (регистрационный номер 74888-19)
БАЗИС-БАРС (регистрационный номер 70813-18)
ИК температуры
Т ермопреобразователи сопротивления платиновые серий TM, TMR модели TMR31 (далее - TMR31) (регистрационный номер 55540-13)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
ТЭКОН-19Б (регистрационный номер 35766-07)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
МАСХ (регистрационный номер 68653-17)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (регистрационный номер 74888-19)
БАЗИС-БАРС (регистрационный номер 70813-18)
Наименование ИК
Состав ИК ИС
Первичный ИП ИК
Вторичная часть ИК
Промежуточный ИП
СОИ
ИК плотности
Promass 100, Promass 200 (регистрационный номер 57484-14)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
БАЗИС-БАРС (регистрационный номер 70813-18)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (регистрационный номер 74888-19)
ИК плотности
Promass 300, Promass 500 (регистрационный номер 68358-17)
—
ТЭКОН-19 (регистрационный номер 61953-15)
УВП-280 (регистрационный номер 53503-13)
СПТ963 (регистрационный номер 70097-17)
БАЗИС-БАРС (регистрационный номер 70813-18)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (регистрационный номер 74888-19)
Примечание - Указана максимально возможная комплектация ИС. В зависимости от заказа в состав ИС могут входить не все типы ИК, первичные и промежуточные ИП и СОИ. Количество и типы используемых ИК, первичных и промежуточных ИП и СОИ с заводскими номерами указываются в формуляре.
Пломбирование ИС осуществляется в соответствии с требованиями, указанными в описаниях типа средств измерений, входящих в состав ИС. Заводской номер ИС наносится на табличку на корпусе шкафа СОИ. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке ИС.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) ИС (ТЭКОН-19, ТЭКОН-19Б, УВП-280, СПТ963) обеспечивает реализацию функций ИС.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО ИС приведены в таблицах 2 - 5.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИС для ТЭКОН-19
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ТЭКОН19-М1 Т10.06.292-05
ТЭКОН19-М1 Т10.06.292-06
ТЭКОН19-М2 Т10.06.362-05
ТЭКОН19-М2 Т10.06.362-06
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
05.хх
06.хх
05.хх
06.хх
Цифровой идентификатор ПО
CF5A88D2
16258828
4DA5342F
9FBE92FC
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
CRC32
CRC32
CRC32
CRC32
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ТЭКОН19-11 Т10.06.170
ТЭКОН19-15 Т10.06.319-05
ТЭКОН19-15 Т10.06.319-06
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
хх.03
05.хх
06.хх
Цифровой идентификатор ПО
7AC358D4
2C48153D
1B0A543D
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
CRC32
CRC32
CRC32
Примечание - Указаны максимально возможные идентификационные данные ПО ИС. В зависимости от заказа ИС могут включать не все идентификационные данные ПО, указанные в таблице. Идентификационные данные ПО указываются в формуляре.
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИС для ТЭКОН-19Б
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ТЭКОН19Б-01 Т10.06.204
ТЭКОН19Б-02 Т10.06.225
Номер версии (идентификационный номер) ПО
02
02
Цифровой идентификатор ПО
62Е4913А
3А927СВ5
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
CRC32
CRC32
Примечание - Указаны максимально возможные идентификационные данные ПО ИС. В зависимости от заказа ИС могут включать не все идентификационные данные ПО, указанные в таблице. Идентификационные данные ПО указываются в формуляре.
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО ИС для УВП-280
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО вычислителей УВП-280
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3.13
Цифровой идентификатор ПО
4DF582B6
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
CRC32
Таблица 5 - Идентификационные данные ПО ИС для СПТ963
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
—
Номер версии (идентификационный номер) ПО
01.0.х.хх
Цифровой идентификатор ПО
FFB3
Технические характеристики
Таблица 6 - Основные технические характеристики И
[С
Наименование характеристики
Значение
Измеряемая среда
согласно описанию типа СОИ, входящей в состав ИС
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от -60 до +150
95, без конденсации влаги от 84,0 до 106,7 кПа
Продолжение таблицы 6
Наименование характеристики
Значение
Нормальные условия измерений:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность, %
- атмосферное давление, кПа
от +15 до +25
от 30 до 80, без конденсации влаги от 84,0 до 106,7 кПа
Примечания
1. Указан общий диапазон температур окружающей среды. Каждое СИ, входящее в состав ИС, эксплуатируется в пределах температур окружающей среды, указанных в его описаниях типа.
2. Напряжение питания, потребляемая мощность, масса, габаритные размеры определяются составом ИС и указывается в формуляре ИС.
Таблица 7 - Метрологические характеристики ИК ИС
Метрологические характеристики ИК
Метрологические характеристики измерительных компонентов ИК
Первичный ИП
Промежуточный ИП
СОИ
Наименование ИК
Диапазоны измерений1)
Пределы допускаемой основной погрешности
Тип (выходной сигнал)
Пределы допускаемой основной погрешности
Тип (выходной сигнал)(пределы допускаемой основной погрешности)
Тип (пределы допускаемой основной погрешности)
1
2
3
4
5
6
7
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,002 до 0,45 т/ч; для газа: (0,002...0,45)-РГазат/ч
X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 6: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для
СПТ963); для газа: 6: ±0,51 %2); протокол HART: для жидкости: 6: ±0,1 %2); для газа: 6: ±0,5 %2)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass А и электронным преобразователем 100 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,10 %3); для газа: 6: ±0,5 %3)
—
ТЭКОН-19
(А: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(А: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (А: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,08 до 180 т/ч;
для газа: (0,08...180)-рг^ат/ч X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 6: ±0,16 %2); для газа: ±0,76 %2); протокол HART: для жидкости: 6: ±0,15 %2); для газа: 6: ±0,75 %2)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass E и электронным преобразователем 100 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,15 %3);
для газа:
6: ±0,75 %3)
—
ТЭКОН-19
(А: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(А: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (А: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
Продолжение таблицы 7
1
2
3
4
5
6
7
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,08 до 2200 т/ч; для газа: (0,08...2200).Ргазат/ч X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 5: ±0,11 %2)/ ±0,06 %2); ±0,12 %2)/ ±0,08 %2) (для СПТ963); для газа: 5: ±0,36 %2); протокол HART: для жидкости: 5: ±0,10 %2)/ ±0,05 %2); для газа: 5: ±0,35 %2)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass F и электронным преобразователем 100 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 5: ±0,10 %3)/ ±0,05 %3);
для газа: 5: ±0,35 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,18 до 180 т/ч; для газа: (0,18-180)-Ргазат/.1 X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости:
5: ±0,11 %2);
±0,12 %2) (для СПТ963);
для газа: 5: ±0,51 %2); протокол HART: для жидкости:
5: ±0,10 %2); для газа: 5: ±0,50 %2)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass I и электронным преобразователем 100 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 5: ±0,10 %3); для газа: 5: ±0,5 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,2 до 70 т/ч; для газа:
(0,2...70)-Рг„т/ч
X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 6: ±0,11 %2);
±0,12 %2) (для СПТ963); для газа: 6: ±0,51 %2); протокол HART: для жидкости: 6: ±0,10 %2);
для газа: 6: ±0,50 %2)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass P или Promass S и электронным преобразователем 100 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,10 %3); для газа: 6: ±0,5 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,08 до 180 т/ч; для газа: (0,08...180)-рг^ат/ч X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 6: ±0,26 %2); для газа: 6: ±0,76 %2); протокол HART: для жидкости: 6: ±0,25 %2); для газа: 6: ±0,75 %2)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass E и электронным преобразователем 200 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,25 %3);
для газа:
6: ±0,75 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,08 до 2200 т/ч; для газа: (0,08...2200)-РГ^ат/.1 X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 6: ±0,11 %2);
±0,12 %2) (для СПТ963); для газа: 6: ±0,36 %2); протокол HART: для жидкости: 6: ±0,10 %2);
для газа: 6: ±0,35 %2)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass F и электронным преобразователем 200 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,10 %3);
для газа:
6: ±0,35 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,002 до 0,45 т/ч; для газа: ( 0,002...0,45)-ргазат/ч X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости:
6: ±0,11 %2);
±0,12 %2) (для СПТ963); для газа: 6: ±0,51 %2); протокол HART: для жидкости:
6: ±0,10 %2); для газа: 6: ±0,50 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass A и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,10 %3); для газа: 6: ±0,5 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,02 до 180 т/ч; для газа: (0,02...180).Рга3ат/ч X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 6: ±0,11 %2); ±0,16 %2); (±0,12 %2); ±0,16 %2) (для
СПТ963)); для газа: 6: ±0,76 %2); протокол HART: для жидкости: 6: ±0,10 %2);
±0,15 %2); для газа: 6: ±0,75 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass Е и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,10 %3); ±0,15 %3);
для газа: 6: ±0,75 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,02 до 2200 т/ч; для газа: (0,02...2200)-Рг^ат/ч X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 6: ±0,06 %2);
±0,11 %2);
±0,36 %2), 4); (±0,08 %2); ±0,12 %2); ±0,36 %2), 4) (для
СПТ963)); для газа: 6: ±0,36 %2); протокол HART: для жидкости: 6: ±0,05 %2);
±0,10 %2); ±0,35 %2), 4); для газа: 6: ±0,35 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass F и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,05 %3); ±0,10 %3); ±0,35 %3), 4);
для газа: 6: ±0,35 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,02 до 70 т/ч; для газа: (^...то^т/ч X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 6: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для
СПТ963); для газа: ±0,51 %2); протокол HART: для жидкости: 6: ±0,10 %2);
для газа: 6: ±0,50 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass Н и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,10 %3);
для газа:
6: ±0,5 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,02 до 180 т/ч; для газа: (0,02...180)-Рг^ат/ч X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости:
6: ±0,11 %2);
±0,12 %2) (для СПТ963); для газа: 6: ±0,51 %2); протокол HART: для жидкости:
6: ±0,10 %2); для газа: 6: ±0,50 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass I и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,10 %3); для газа: 6: ±0,5 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,36 до 2200 т/ч; для газа: (0,36...2200).Ргазат/ч X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 6: ±0,06 %2); ±0,11 %2); (±0,08 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963)); для газа: 6: ±0,36 %2); протокол HART: для жидкости: 6: ±0,05 %2); ±0,10 %2); для газа: 6: ±0,35 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass O и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,05 %3); ±0,10 %3);
для газа: 6: ±0,35 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,02 до 70 т/ч
Импульсный выходной сигнал: 6: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963); протокол HART: 6: ±0,10 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass P или Promass S и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,10 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 8,2 до 4000 т/ч; для газа: (8,2...4000)-РГазат/ч X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 6: ±0,06 %2); ±0,11 %2); (±0,08 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963)); для газа: 6: ±0,36 %2); протокол HART: для жидкости: 6: ±0,05 %2); ±0,10 %2); для газа: 6: ±0,35 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass X и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,05 %3); ±0,10 %3);
для газа: 6: ±0,35 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
ИК массового расхода, массы
Для жидкости: от 0,04 до 3080 т/ч; для газа: (0,04-3080)-РГ^ат/ч X
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 6: ±0,06 %2);
±0,11 %2);
±0,36 %2), 4); (±0,08 %2); ±0,12 %2); ±0,36 %2), 4) (для
СПТ963)); для газа: 6: ±0,36 %2); протокол HART: для жидкости: 6: ±0,05 %2);
±0,10 %2); ±0,35 %2), 4); для газа: 6: ±0,35 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass Q и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,05 %3); ±0,10 %3); ±0,35 %3), 4);
для газа: 6: ±0,35 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,002 до 0,45 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 6: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963); протокол HART: 6: ±0,1 %2)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass А и электронным преобразователем 100 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,10 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,08 до 180 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 6: ±0,16 %2); протокол HART: 6: ±0,15 %2)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass E и электронным преобразователем 100 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,15 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,08 до 2200 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 6: ±0,11 %2)/ ±0,06 %2); (±0,12 %2)/ ±0,08 %2) (для СПТ963)); протокол HART: 6: ±0,10 %2)/ ±0,05 %2)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass F и электронным преобразователем 100 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,10 %3)/ ±0,05 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,18 до 180 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 5: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963); протокол HART: 5: ±0,10 %2)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass I и электронным преобразователем 100 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 5: ±0,10 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,2 до 70 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 5: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963); протокол HART: 5: ±0,10 %2)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass P или Promass S и электронным преобразователем 100 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 5: ±0,10 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,08 до 180 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 5: ±0,26 %2); протокол HART: 5: ±0,25 %2)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass E и электронным преобразователем 200 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 5: ±0,25 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,08 до 2200 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 6: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963); протокол HART: 6: ±0,10 %2)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass F и электронным преобразователем 200 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,10 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,002 до 0,45 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 6: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963); протокол HART: 6: ±0,10 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass A и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,10 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,02 до 180 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 6: ±0,16 %2); протокол HART: 6: ±0,15 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass Е и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,15 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,02 до 2200 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 6: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963); протокол HART: 6: ±0,10 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass F и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,10 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,02 до 70 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 5: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963); протокол HART: 5: ±0,10 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass Н и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 5: ±0,10 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,02 до 180 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 5: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963); протокол HART: 5: ±0,10 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass I и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 5: ±0,10 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,36 до 2200 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 5: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963); протокол HART: 5: ±0,10 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass O и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 5: ±0,10 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,02 до 70 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 5: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963); протокол HART: 5: ±0,10 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass P или Promass S и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 5: ±0,10 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 8,2 до 4100 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 5: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963); протокол HART: 5: ±0,10 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass X и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 5: ±0,10 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
ИК объемного расхода, объема
Для жидкости: от 0,04 до 3080 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: 5: ±0,11 %2); ±0,12 %2) (для СПТ963); протокол HART: 5: ±0,10 %2)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass Q и электронным преобразователем Promass 300 или
Promass 500 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 5: ±0,10 %3)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
Верхний предел диапазона измерений 650 м3/ч5)
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 6: ±0,66 %/ ±0,76 % при Re > 20000; для газа и пара:
6: ±0,91 %/ ±1,01 % при Re > 20000;
6: ±1,01 % при имитационной поверке при Re > 20000; протокол HART: для жидкости: 6: ±0,65 %/ ±0,75 % при Re > 20000; для газа и пара:
6: ±0,90 %/ ±1,00 % при Re > 20000;
6: ±1,00 % при имитационной поверке при Re > 20000
Prowirl 200 с первичным преобразователем расхода типа D и электронным преобразователем 200 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,65 %/±0,75 % при Re > 20000; для газа и пара: 6: ±0,90 %/±1,00 % при Re > 20000;
6: ±1,00 % при имитационной поверке при Re > 20000
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
Верхний предел диапазона измерений 2360 м3/ч5)
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 6: ±0,66 %/ ±0,76 % при Re > 10000; для газа и пара:
6: ±0,91 %/ ±1,01 % при Re > 10000;
6: ±1,01 % при имитационной поверке при Re > 10000; протокол HART: для жидкости: 6: ±0,65 %/ ±0,75 % при Re > 10000; для газа и пара:
6: ±0,90 %/ ±1,00 % при Re > 10000;
6: ±1,00 % при имитационной поверке при Re > 10000
Prowirl 200 с первичным преобразователем расхода типа F или О и электронным преобразователем 200 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,65 %/±0,75 % при Re > 10000; для газа и пара: 6: ±0,90 %/±1,00 % при Re > 10000;
6: ±1,00 % при имитационной поверке при Re > 10000
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
Верхний предел диапазона измерений 550 м3/ч5)
Импульсный выходной сигнал: для жидкости: 6: ±0,66 %/ ±0,76 % при Re > 10000; для газа и пара:
6: ±0,91 %/ ±1,01 % при Re > 10000;
6: ±1,01 % при имитационной поверке при Re > 10000; протокол HART: для жидкости: 6: ±0,65 %/ ±0,75 % при Re > 10000; для газа и пара:
6: ±0,90 %/ ±1,00 % при Re > 10000;
6: ±1,00 % при имитационной поверке при Re > 10000
Prowirl 200 с первичным преобразователем расхода типа R и электронным преобразователем 200 (импульсный или протокол HART)
Для жидкости: 6: ±0,65 %/±0,75 % при Re > 10000; для газа и пара: 6: ±0,90 %/±1,00 % при Re > 10000;
6: ±1,00 % при имитационной поверке при Re > 10000
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
От 0,54 до 282 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 56), 7):
± | 0,2+ — | % при 1 v J
стандартной калибровке;
56), 8):
±| 0,5+— | % при k v J
стандартной калибровке;
56): ± [1+0,2 I % при k v J
имитационной поверке
Promag с первичным преобразователем расхода Promag D и измерительным преобразователем 400 (импульсный или протокол HART)
56), 7):
[ 0.2 I
±| 0,2+— I % при k v J
стандартной калибровке;
56), 8):
±I 0,5+— I % при k v J
стандартной калибровке;
56): ± [1+0,21 % при k v J
имитационной поверке
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
От 0,24 до 9600 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 36): ± f 0,2+0,2 1 % / k v )
± f 0,5+—1 %;
k v )
36): ± f 1+0,21 % при k v )
имитационной поверке
Promag с первичным преобразователем расхода Promag Е и измерительным преобразователем 100 (импульсный или протокол HART)
36):
f 02 A .
±| 0,2+— I %/ k v )
±f 0,5+0,11 %;
k v )
36): ± f 1+0,21 % при k v )
имитационной поверке
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (3: ±0,05 %)
ИК объемного расхода, объема
От 0,0036 до 600 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 36): ± f 0,2+—1 % / k v )
±| 0,5+—1 %;
k v )
36): ± f 1+0,21 % при k v )
имитационной поверке
Promag с первичным преобразователем расхода Promag H и измерительным преобразователем 100 (импульсный или протокол HART)
36):
f 0.2 A
±| 0.2- 1 %/
k v )
±f 0,5+0,11 %;
k v )
36): ± f 1+0,21 % при
k v )
имитационной поверке
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (3: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
От 0,0036 до 600 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 36): ± [ 0,5+021 %;
k v )
36): ± fi+°21 % при k v )
имитационной поверке
Promag с первичным преобразователем расхода Promag H и измерительным преобразователем 200 (импульсный или протокол HART)
36): ± (0,5+—I %;
k v )
36): ±f 1+021 % при k v )
имитационной поверке
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (3: ±0,05 %)
ИК объемного расхода, объема
От 2,1 до 162000 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 36), 7):
( 0.21
±| 0,2+— I % при k v )
стандартной калибровке;
36), 8):
± | 0,5+— | % при k v )
стандартной калибровке;
36): ± f 1+021 % при k v )
имитационной поверке
Promag с первичным преобразователем расхода Promag L и измерительным преобразователем 400 (импульсный или протокол HART)
36), 7):
±| 0,2+— | % при k v )
стандартной калибровке;
36), 8)
± | 0,5+— | % при
k v )
стандартной калибровке;
36): ± f 1+0,21 % при k v )
имитационной поверке
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (3: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
От 0,24 до 9600 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 36): ± [ 0,2+021 % / k v 7
± I 0,5+—1 %;
k v 7
36): ± f 1+0,21 % при k v 7
имитационной поверке
Promag с первичным преобразователем расхода Promag P и измерительным преобразователем 100 (импульсный или протокол HART)
36):
f 021 .
± I 0,2+— I % /
k v 7
± 10,5+0,11 %;
k v 7
36): ± f 1+0,21 % при
k v 7
имитационной
поверке
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (3: ±0,05 %)
ИК объемного расхода, объема
От 0,24 до 9600 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 36): ± f 0,5+021 %;
k v 7
36): ± f 1+0,21 % при k v 7
имитационной поверке
Promag с первичным преобразователем расхода Promag P и измерительным преобразователем 200 (импульсный или протокол HART)
36): ±f 0,5+021 %;
k v 7
36): ± f 1+0,21 % при k v 7
имитационной
поверке
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (3: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
От 0,54 до 110000 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 56), 7):
± | 0,2+— | % при
1 v )
стандартной калибровке;
56), 8):
±| 0,5+— | % при k v )
стандартной калибровке;
56): ± (1+0,2 I % при k v )
имитационной поверке
Promag с первичным преобразователем расхода Promag W и измерительным преобразователем 400 (импульсный или протокол HART)
56), 7):
( 0.2 I
±| 0,2+— I % при k v )
стандартной калибровке;
56), 8)
±I 0,5+— I % при k v )
стандартной калибровке;
56): ± (1+0,21 % при k v )
имитационной
поверке
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
От 0,54 до 110000 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 56): ± ( 0,5+— 1 % k v )
Promag с первичным преобразователем расхода Promag W и измерительным преобразователем 800 (импульсный или протокол HART)
56): ± ( 0,5+021 % k v )
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
ИК объемного расхода, объема
От 0,0036 до 600 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 56):
± | 0,2+0,2 | % / k v )
± I 0,5+—1 %;
k v )
56): ± (1+0,21 % при k v )
имитационной
поверке
Расходомеры Promag с первичным преобразователем расхода Promag H и измерительным преобразователем 300 или 500 (импульсный или протокол HART)
56):
( 0.21
± I 0,2 + — I % / k v )
± 10,5+—1 %;
k v )
56): ± (1+0,21 % при k v )
имитационной поверке
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
От 0,24 до 9600 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 66):
( 02 к .
±| 0,2+— I %/
1 v )
± 10,5+—'I %;
k v )
66): ± fi+°,21 % при k v )
имитационной поверке
Расходомеры Promag с первичным преобразователем расхода Promag Р и измерительным преобразователем 300 или 500 (импульсный или протокол HART)
66):
( 02 к
± I 0,2+ 02 I % / k v )
± 10,5+01 'I %;
k v )
66): ±fi+°21 % при k v )
имитационной поверке
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
От 0,54 до 70000 м3/ч
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 56), 7):
± | 0,2+— | % при
1 v )
стандартной калибровке;
56), 8)
±| 0,5+— | % при k v )
стандартной калибровке;
56): ± (1+0,2 I % при k v )
имитационной поверке
Расходомеры Promag с первичным преобразователем расхода Promag W и измерительным преобразователем 300 или 500 (импульсный или протокол HART)
56), 7):
( 0.2 I
±| 0,2+— I % при k v )
стандартной калибровке;
56), 8)
±I 0,5+— I % при k v )
стандартной калибровке;
56): ± (1+0,21 % при k v )
имитационной поверке
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (5: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
От 0,5 до 10 м/с9)
Импульсный выходной сигнал: 6: ±0,51 % для 25 < Ду < 300;
6: ±0,31 % для 80 < Ду < 300 (по заказу); протокол HART:
6: ±0,5 % для 25 < Ду < 300;
6: ±0,3 % для 80 < Ду < 300 (по заказу)
Prosonic Flow с первичным преобразователем модели F Inline и электронным блоком 92 (импульсный или протокол HART)
6: ±0,5 % для
25 < Ду < 300;
6: ±0,3 % для 80 < Ду < 300 (по заказу)
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
ИК объемного расхода, объема
От 0,3 до 10 м/с9)
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 6:
± f 0,5+0,02 • —"] % k v J
Prosonic Flow с первичным преобразователем модели C Inline и электронным блоком 93 (импульсный или протокол HART)
6:
± f 0,5+0,02 • —"] % k v J
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
От 0,3 до 15 м/с9)
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 610):
± f 0,5+0,05 • —1 % k v J
для 15 < Ду <200; 610):
± f 0,5+0,02 • — 'l % k v J
для Ду > 200; 611):
± f 3,0+0,05 • vs-1 % k v J
для 15 < Ду <25;
611):
± f 2,0+0,05 • vmx1 % k v J
для 25 < Ду <200; 611):
± f 2,0+0,02 • —1 % k v J
для Ду > 200
Prosonic Flow с первичным преобразователем модели P Clamp-on и электронным блоком 93T или 93 (импульсный или протокол HART) или Prosonic Flow с первичным преобразователем модели W Clamp-on и электронным блоком 91 или 93T или 93 (импульсный или протокол HART)
610):
± f 0,5+0,05 • vmx1 % k v J
для 15 < Ду <200;
610):
± f 0,5+0,02 • vmx1 % k v J
для Ду > 200;
611):
± f 3,0+0,05 • -vmax1 % k v J
для 15 < Ду <25;
611):
± f 2,0+0,05 • vmx1 % k v J
для 25 < Ду <200;
611):
± f 2,0+0,02 • —1 % k v J
для Ду > 200
—
ТЭКОН-19
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(Д: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (Д: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК объемного расхода, объема
От 0,3 до 15 м/с9)
Импульсный выходной сигнал: см. примечание 5; протокол HART: 610):
± f 0,5+0,02 • —1 % k v J
для Ду > 200; 611):
± f 2+0,02 •Vmax 1 % дл k v J
я Ду > 200
Prosonic Flow с первичным преобразователем модели W Insert и электронным блоком 93 (импульсный или протокол HART)
610):
± f 0,5+0,02 • vmax 1 % k v J
для Ду > 200;
611):
± f 2+0,02 • vmax 1 % д k v J
ля Ду > 200
—
ТЭКОН-19
(А: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
ТЭКОН-19Б
(А: ±1 импульс на 106 импульсов)
—
УВП-280 (А: ±1 импульс)
—
СПТ963 (6: ±0,05 %)
ИК давления
От 0 до 10 МПа
6: ±0,5 %
Prowirl 200 с первичным преобразователем расхода типа F и электронным преобразователем 200 (протокол HART)
6: ±0,5 %
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
ИК давления
От 0 до 25 МПа
6: ±0,5 %
Prowirl 200 с первичным преобразователем расхода типа О и электронным преобразователем 200 (протокол HART)
6: ±0,5 %
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
От 0 до 5 МПа
6: ±0,5 %
Prowirl 200 с первичным преобразователем расхода типа R и электронным преобразователем 200 (протокол HART)
6: ±0,5 %
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
ИК давления
от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1,0 МПа; от -0,1 до 4,0 МПа
у: ±0,51 % в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,52 в диапазоне от 5 до 20 мА
Cerabar модели Cerabar РМР11 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,5 %
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
у: ±0,52 % в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,53 в диапазоне от 5 до 20 мА
МАСХ (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
Продолжение таблицы 7
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 0,4 МПа;
от -0,10 до 1,0 МПа; от -0,1 до 4,0 МПа
у: ±0,51 %
Cerabar модели Cerabar РМР11 (от 4 до 20 мА)
Y: ±0,5 %
—
УВП-280 (А: ±0,01 мА)
СПТ963 (Y: ±0,05 %)
у: ±0,52 %
МАСХ (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1,0 МПа; от -0,1 до 4,0 МПа; от -0,1 до 10,0 МПа; от -0,1 до 40,0 МПа; абсолютное давление: от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1,0 МПа; от 0 до 4,0 МПа; от 0 до 10,0 МПа; от 0 до 40,0 МПа
у: ±0,31 % в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,33 в диапазоне от 5 до 20 мА
Cerabar модели Cerabar РМР21 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,3 %
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
у: ±0,32 % в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,35 в диапазоне от 5 до 20 мА
МАСХ (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1,0 МПа; от -0,1 до 4,00 МПа; от -0,1 до 10,0 МПа; от -0,1 до 40,0 МПа; абсолютное давление: от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1,0 МПа; от 0 до 4,0 МПа; от 0 до 10,0 МПа; от 0 до 40,0 МПа
у: ±0,31 %
Cerabar модели Cerabar РМР21 (от 4 до 20 мА)
Y: ±0,3 %
—
УВП-280 (А: ±0,01 мА)
СПТ963 (Y: ±0,05 %)
у: ±0,33 %
МАСХ (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1,0 МПа; от -0,1 до 4,0 МПа; абсолютное давление: от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1,0 МПа; от 0 до 4,0 МПа
у: ±0,31 % в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,33 в диапазоне от 5 до 20 мА
Cerabar модели Cerabar РМР23 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,3 %
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
у: ±0,32 % в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,35 в диапазоне от 5 до 20 мА
МАСХ (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1,0 МПа; от -0,1 до 4,0 МПа; абсолютное давление: от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1,0 МПа; от 0 до 4,0 МПа
у: ±0,31 %
Cerabar модели Cerabar РМР23 (от 4 до 20 мА)
Y: ±0,3 %
—
УВП-280 (А: ±0,01 мА)
СПТ963 (Y: ±0,05 %)
у: ±0,33 %
МАСХ (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
от -0,01 до 0,01 МПа;
от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 0,4 МПа;
от -0,1 до 1,0 МПа; от -0,1 до 4,0 МПа
у: ±0,51 % в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,52 в диапазоне от 5 до 20 мА
Cerabar модели Cerabar РМС11 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,5 %
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
у: ±0,52 % в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,53 в диапазоне от 5 до 20 мА
МАСХ (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
от -0,01 до 0,01 МПа;
от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 0,4 МПа;
от -0,1 до 1,0 МПа; от -0,1 до 4,0 МПа
у: ±0,51 %
Cerabar модели Cerabar РМС11 (от 4 до 20 мА)
Y: ±0,5 %
—
УВП-280 (А: ±0,01 мА)
СПТ963 (Y: ±0,05 %)
у: ±0,52 %
МАСХ (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1,0 МПа; от -0,1 до 4,0 МПа; абсолютное давление: от 0 до 0,01 МПа; от 0 до
0,025 МПа; от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1,0 МПа; от 0 до 4,0 МПа
у: ±0,31 % в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,33 в диапазоне от 5 до 20 мА
Cerabar модели Cerabar РМС21 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,3 %
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
у: ±0,32 % в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,35 в диапазоне от 5 до 20 мА
МАСХ (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1,0 МПа; от -0,1 до 4,0 МПа; абсолютное давление: от 0 до 0,01 МПа; от 0 до
0,025 МПа; от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1,0 МПа; от 0 до 4,0 МПа
у: ±0,31 %
Cerabar модели Cerabar РМС21 (от 4 до 20 мА)
Y: ±0,3 %
—
УВП-280 (А: ±0,01 мА)
СПТ963 (Y: ±0,05 %)
у: ±0,33 %
МАСХ (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,11 %; ±0,16 %; ±0,31 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 %; ±0,20 %; ±0,33 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 %; ±0,3 % при TD =1:1; Y: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1;
Y: ±(0,3-TD) % при TD > 1:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 %; ±0,3 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1;
Y: ±(0,3-TD) % при TD > 1:112)
—
ТЭКОН-19
(A: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; A: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
у: ±0,15 %; ±0,19 %; ±0,32 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,19 %; ±0,22 %; ±0,35 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели
Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,1 %; ±0,15 %; ±0,3 % при TD =1:1;
у: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1; у: ±(0,3HD) % при TD > 1:112)
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,15 %; ±0,19 %; ±0,32 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,19 %; ±0,22 %; ±0,35 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 %; ±0,3 % при TD =1:1; Y: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1;
у: ±(0,3-TD) % при TD > 1:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 %; ±0,3 % при
TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1;
Y: ±(0,3-TD) % при TD > 1:112)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,17 %; ±0,31 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1; протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 %;
±0,3 % при TD =1:1; Y: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1;
Y: ±(0,3-TD) % при TD > 1:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 %; ±0,3 % при
TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) %
при TD > 1:1;
Y: ±(0,3-TD) % при TD > 1:112)
—
УВП-280
(A: ±0,01 мА)
Y: ±0,16 %; ±0,20 %; ±0,33 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,16 %; ±0,20 %; ±0,33 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD > 1:1; протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 %; ±0,3 % при TD =1:1; Y: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1;
Y: ±(0,3-TD) % при TD > 1:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 %; ±0,3 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1; Y: ±(0,3-TD) % при TD > 1:112)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,16 %; ±0,31 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1; протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 %;
±0,3 % при TD =1:1; Y: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1;
Y: ±(0,3-TD) % при TD > 1:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 %; ±0,3 % при
TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) %
при TD > 1:1;
Y: ±(0,3-TD) % при TD > 1:112)
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
Y: ±0,15 %; ±0,19 %; ±0,33 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,15 %; ±0,19 %; ±0,33 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1; протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 %;
±0,3 % при TD =1:1; Y: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1;
Y: ±(0,3-TD) % при TD > 1:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 %; ±0,3 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1;
Y: ±(0,3-TD) % при TD > 1:112)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %; протокол HART:
Y: ±0,05 %)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,09 %; ±0,11 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 5:1, при TD > 1:112) в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,15 %; ±0,17 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 5:1, при TD > 1:112) в диапазоне от 5 до 20 мА; протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,03^TD) % при TD от 5:1 до 20:1;
у: ±(0,3-TD) %, ±(0,2-TD) % при TD > 1:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,03- TD) % при TD от 5:1 до 20:1;
у: ±(0,3- TD) %, ±(0,2- TD) % при TD > 1:112)
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 5:1, при TD > 1:112) в диапазоне от 4 до
5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 5:1, при TD > 1:112) в диапазоне от 5 до
20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели
Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1;
у: ±(0,3-TD) %, ±(0,2-TD) % при TD > 1:112)
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 5:1, при TD > 1:112) в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 5:1, при TD > 1:112) в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1;
Y: ±(0,3-TD) %, ±(0,2-TD) % при TD > 1:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1;
Y: ±(0,3- TD) %, ±(0,2- TD) % при TD > 1:112)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,10 %; ±0,12 %; ±0,17 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 5:1, при TD > 1:112);
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1;
Y: ±(0,3-TD) %, ±(0,2-TD) % при TD > 1:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1;
Y: ±(0,3-TD) %, ±(0,2- TD) % при TD > 1:112)
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 5:1, при TD > 1:112)
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 5:1, при TD > 1:112);
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1;
Y: ±(0,3-TD) %, ±(0,2-TD) % при TD > 1:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1;
Y: ±(0,3-TD) %, ±(0,2- TD) % при TD > 1:112)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,10 %; ±0,12 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 5:1, при TD > 1:112); протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1; y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1;
Y: ±(0,3-TD) %, ±(0,2- TD) % при TD > 1:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1;
Y: ±(0,3-TD) %, ±(0,2-TD) % при TD > 1:112)
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
Y: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 5:1, при TD > 1:112)
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 5:1, при TD > 1:112); протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1; y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1;
Y: ±(0,3-TD) %, ±(0,2- TD) % при TD > 1:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1;
Y: ±(0,3-TD) %, ±(0,2-TD) % при TD > 1:112)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,09 %; ±0,11 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1; у: ±0,11 %; ±0,21 % при TD от 5:1 до 10:112) в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,15 %; ±0,17 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1; у: ±0,17 %;
±0,24 % при TD от 5:1 до 10:112) в диапазоне от 5 до 20 мА; протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,015-TD) % при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %; при TD от 5:1 до 10:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,015- TD) % при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %; при TD от 5:1 до 10:112)
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1; у: ±0,15 %;
±0,23 % при TD от 5:1 до 10:112) в диапазоне от 4 до
5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,19 %; ±0,26 % при TD от 5:1 до 10:112) в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели
Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,015-TD) % при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %; при TD от 5:1 до 10:112)
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1; у: ±0,15 %;
±0,23 % при TD от 5:1 до 10:112) в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %;
±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,19 %; ±0,26 % при TD от 5:1 до 10:112) в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,015-TD) % при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %; оп9 TD от 5:1 до 10:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,015- TD) % при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %; при TD от 5:1 до 10:112)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; ±0,12 %;
±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1; у: ±0,12 %;
±0,21 % при TD от 5:1 до 10:112);
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,015-TD) % при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %; при TD от 5:1 до 10:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,015- TD) % при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %; при TD от 5:1 до 10:112)
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
у: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,16 %; ±0,24 % при TD от 5:1 до 10:112)
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1; у: ±0,16 %;
±0,24 % при TD от 5:1 до 10:112);
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,015-TD) % при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %;
при TD от 5:1 до 10:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,015- TD) % при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %; при TD от 5:1 до 10:112)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; ±0,12 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1; у: ±0,12 %;
±0,21 % при TD от 5:1 до 10:112);
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,015-TD) % при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %; при TD от 5:1 до 10:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,015- TD) % при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %; при TD от 5:1 до 10:112)
—
СПТ963 (у: ±0,05 %)
у: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1; у: ±0,15 %; ±0,23 % при TD от 5:1 до 10:112)
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1; у: ±0,15 %;
±0,23 % при TD от 5:1 до 10:112);
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,015-TD) % при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %;
при TD от 5:1 до 10:112)
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,015- TD) % при TD от 10:1 до 20:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %; при TD от 5:1 до 10:112)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,09 %; ±0,11 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,15 %; ±0,17 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %; ±(0,0075^TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %; ±(0,0075-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа
у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели
Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 %; ±(0,0075-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±0,1 %; ±0,2 %; ±(0,0075^TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±0,1 %; ±0,2 %; ±(0,0075-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; ±0,12 %;
±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±0,1 %; ±0,2 %; ±(0,0075^TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±0,1 %; ±0,2 %; ±(0,0075-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±0,1 %; ±0,2 %; ±(0,0075^TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±0,1 %; ±0,2 %; ±(0,0075-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; ±0,12 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±0,1 %; ±0,2 %; ±(0,0075^TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±0,1 %; ±0,2 %; ±(0,0075-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
Y: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±0,1 %; ±0,2 %; ±(0,0075^TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±0,1 %; ±0,2 %; ±(0,0075-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,09 %; ±0,11 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,11 %; ±0,21 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,15 %; ±0,17 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,17 %; ±0,24 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,1 %;
±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа
у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,15 %; ±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,19 %; ±0,26 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели
Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,15 %; ±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,19 %; ±0,26 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,1 %;
±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; ±0,12 %;
±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,12 %; ±0,21 % при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
у: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,16 %; ±0,24 % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,16 %; ±0,24 % при TD от 10:1 до 20:1; протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; ±0,12 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,12 %; ±0,21 % при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
—
СПТ963 (у: ±0,05 %)
у: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,15 %; ±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,15 %; ±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,09 %; ±0,11 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,16 %; ±0,21 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,15 %; ±0,17 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,20 %; ±0,24 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,15 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %;
±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 10 МПа
у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,19 %; ±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,22 %; ±0,26 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели
Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,19 %; ±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,22 %; ±0,26 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,15 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %;
±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; ±0,12 %; ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,17 %; ±0,21 % при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,15 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %;
±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
у: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,20 %; ±0,24 % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,20 %; ±0,24 % при TD от 10:1 до 20:1; протокол HART:
у: ±0,075 %; ±0,1 %;
±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,15 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; ±0,12 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,16 %; ±0,21 % при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,15 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
—
СПТ963 (у: ±0,05 %)
у: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,19 %; ±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,19 %; ±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,15 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,11 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD от 5:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,17 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD от 5:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1; y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar моделей Cerabar M РМР51, Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
Y: ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD от 5:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
Y: ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD от 5:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD от 5:1 до 20:1 в диапазоне от
4 до 5 мА; у: ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD от 5:1 до 20:1 в диапазоне от
5 до 20 мА; протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1; у: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar моделей Cerabar M РМР51, Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,17 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD от 5:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1; y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar моделей Cerabar M РМР51, Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD от 5:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD от 5:1 до 20:1; протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1; y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar моделей Cerabar M РМР51, Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD от 5:1 до 20:1; протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1; y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar моделей Cerabar M РМР51, Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
Y: ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD от 5:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD от 5:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1; y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar моделей Cerabar M РМР51, Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,03-TD) % при TD от 5:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,11 %; ±0,16 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 %; ±0,20 % при TD =1:1;
см. примечание 5 TD от 1:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD от 1:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD от 1:1 до 20:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
Y: ±0,15 %; ±0,19 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD от 1:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
Y: ±0,19 %; ±0,22 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD от 1:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,15 %; ±0,19 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,19 %; ±0,22 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD от 1:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD от 1:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,17 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD от 1:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD от 1:1 до 20:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,16 %; ±0,20 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,16 %; ±0,20 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD от 1:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD от 1:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,12 %; ±0,16 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD от 1:1 до 20:1;
протокол HART: Y: ±0,1 %; ±0,15 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD от 1:1 до 20:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
у: ±0,15 %; ±0,19 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD от 1:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,15 %; ±0,19 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD от 1:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD от 1:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа; 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,11 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 3,75:1; см. примечание 5 при TD от 3,75:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 3,75:1; см. примечание 5 при TD от 3,75:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
Y: ±(0,04-TD) % при TD от 3,75:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
Y: ±(0,04-TD) % при TD от 3,75:1 до 20:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа; 0 до 0,2 МПа
у: ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
см. примечание 5 при TD от 3,75:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
см. примечание 5 при TD от 3,75:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
у: ±(0,04-TD) % при TD от 3,75:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа; 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 3,75:1; см. примечание 5 при TD от 3,75:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 3,75:1; см. примечание 5 при TD от 3,75:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
у: ±(0,04-TD) % при TD от 3,75:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
у: ±(0,04-TD) % при TD от 3,75:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа; 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,17 % TD от 1:1 до 3,75:1; см. примечание 5 при TD от 3,75:1 до 20:1; протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
Y: ±(0,04-TD) % при TD от 3,75:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
Y: ±(0,04-TD) % при TD от 3,75:1 до 20:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 3,75:1; см. примечание 5 при TD от 3,75:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа; 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 3,75:1; см. примечание 5 при TD от 3,75:1 до 20:1; протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
Y: ±(0,04-TD) % при TD от 3,75:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
Y: ±(0,04-TD) % при TD от 3,75:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа; 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 3,75:1; см. примечание 5 при TD от 3,75:1 до 20:1; протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
Y: ±(0,04-TD) % при TD от 3,75:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
Y: ±(0,04-TD) % при TD от 3,75:1 до 20:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
Y: ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 3,75:1; см. примечание 5 при TD от 3,75:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа; 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
см. примечание 5 при TD от 3,75:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
Y: ±(0,04-TD) % при TD от 3,75:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 3,75:1;
Y: ±(0,04-TD) % при TD от 3,75:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,11 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,16 %;
±0,21 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,17 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,20 %;
±0,24 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА; протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %;
±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %;
±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
у: ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,19 %;
±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,22 %;
±0,26 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %;
±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,19 %;
±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,22 %;
±0,26 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %;
±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %;
±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,17 %; ±0,21 % при TD от 10:1 до 20:1; протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %;
±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
у: ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,20 %;
±0,24 % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,20 %; ±0,24 % при TD от 10:1 до 20:1; протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %;
±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,16 %; ±0,21 % при TD от 10:1 до 20:1; протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
—
СПТ963 (у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
у: ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,19 %;
±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМР55 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %;
±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,19 %;
±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %;
±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,01 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,09 %; ±0,11 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,15 %; ±0,17 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,2 %;
±(0,0075^TD) %; ±(0,015-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,2 %;
±(0,0075-TD) %; ±(0,015- TD) % при TD от 10:1 до 20:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,01 МПа
у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели
Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,2 %;
±(0,0075-TD) %; ±(0,015-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,01 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %;
±(0,0075^TD) %; ±(0,015-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %;
±(0,0075-TD) %; ±(0,015- TD) % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,01 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,10 %; ±0,12 %; ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %; ±(0,0075^TD) %;
±(0,015-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %; ±(0,0075-TD) %; ±(0,015- TD) % при TD от 10:1 до 20:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,01 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %; ±(0,0075^TD) %;
±(0,015-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %; ±(0,0075-TD) %; ±(0,015- TD) % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,01 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,10 %; ±0,12 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %; ±(0,0075^TD) %;
±(0,015-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %; ±(0,0075-TD) %; ±(0,015- TD) % при TD от 10:1 до 20:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
Y: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,01 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %; ±(0,0075^TD) %;
±(0,015-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %; ±(0,0075-TD) %; ±(0,015- TD) % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,025 МПа; от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,09 %; ±0,11 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,11 %; ±0,21 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,15 %; ±0,17 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,17 %; ±0,24 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до
10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,025 МПа; от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,15 %; ±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,19 %; ±0,26 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели
Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,025 МПа; от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,15 %; ±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,19 %; ±0,26 % при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до
10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,025 МПа; от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; ±0,12 %; ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,12 %; ±0,21 % при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до
10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,025 МПа; от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
у: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % опб TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,16 %; ±0,24 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели
Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
УВП-280
(Д: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до
10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,025 МПа; от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %;
у: ±0,14 %; ±0,16 %;
±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±0,16 %; ±0,24 % при TD от 10:1 до 20:1; протокол HART:
Y: ±0,075 %; ±0,1 %;
±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до
10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,025 МПа; от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; ±0,12 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,12 %; ±0,21 % при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
—
СПТ963 (у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до
10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,025 МПа; от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
у: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,15 %; ±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели
Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до
10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,025 МПа; от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,15 %; ±0,23 % при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,1 %; ±0,2 % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,09 %; ±0,11 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,15 %; ±0,17 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,2 %; ±(0,0075^TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,2 %;
у: ±(0,0075-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели
Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±0,2 %;
у: ±(0,0075-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,18 %; ±0,19 %; ±0,22 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %; ±(0,0075^TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %;
Y: ±(0,0075-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; ±0,12 %; ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %; ±(0,0075^TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %;
Y: ±(0,0075-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,16 %; ±0,20 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %; ±(0,0075^TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %;
Y: ±(0,0075-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; ±0,12 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %; ±(0,0075^TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %;
Y: ±(0,0075-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
Y: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,19 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD от 10:1 до 20:1;
протокол HART: у: ±0,075 %;
±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %; ±(0,0075^TD) % при TD от 10:1 до 20:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 %; ±0,1 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±0,2 %;
Y: ±(0,0075-TD) % при TD от 10:1 до 20:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,05 %; ±0,06 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,13 %;
±0,14 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 5 до 20 мА; протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,05 % при TD =1:1;
Y: ±0,04 %;
±(0,05-TD) % при TD > 1:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %; ±0,05 % при TD =1:1;
Y: ±0,04 %;
±(0,05- TD) % при TD > 1:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
Y: ±0,11 %; ±0,12 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; y: ±0,17 % при Td =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,11 %; ±0,12 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,025 %; ±0,05 % при TD =1:1;
Y: ±0,04 %;
±(0,05-TD) % при TD > 1:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,025 %;
±0,05 % при TD =1:1;
Y: ±0,04 %;
±(0,05- TD) % при TD > 1:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,07 %; ±0,09 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD > 1:1;
протокол HART: у: ±0,025 %; ±0,05 % при TD =1:1;
Y: ±0,04 %;
±(0,05-TD) % при TD > 1:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %;
±0,05 % при TD =1:1;
Y: ±0,04 %;
±(0,05- TD) % при TD > 1:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,13 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1; протокол HART: Y: ±0,025 %; ±0,05 % при TD =1:1;
Y: ±0,04 %;
±(0,05-TD) % при TD > 1:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %;
±0,05 % при TD =1:1;
Y: ±0,04 %;
±(0,05- TD) % при TD > 1:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,06 %; ±0,08 % при TD =1:1;
см. примечание 5 при TD > 1:1;
протокол HART: у: ±0,025 %; ±0,05 % при TD =1:1;
Y: ±0,04 %;
±(0,05-TD) % при TD > 1:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %;
±0,05 % при TD =1:1;
Y: ±0,04 %;
±(0,05- TD) % при TD > 1:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
Y: ±0,12 %; ±0,13 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1; протокол HART: у: ±0,025 %; ±0,05 % при TD =1:1;
Y: ±0,04 %;
±(0,05-TD) % при TD > 1:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %; ±0,05 % при TD =1:1;
Y: ±0,04 %;
±(0,05- TD) % при TD > 1:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,05 %; ±0,06 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1 в диапазоне от 4 до
5 мА;
у: ±0,13 %; ±0,14 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 2,5:1; у: ±0,04 %;
±(0,02-TD) % при TD > 2,5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,025 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 2,5:1; у: ±0,04 %; ±(0,02-TD) % при TD > 2,5:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
у: ±0,11 %; ±0,12 % при TD от 1:1 до 2,5:1; см. примечание 5 при TD > 2,5:1 в диапазоне от 4 до
5 мА;
у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 2,5:1; см. примечание 5 при TD > 2,5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,025 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 2,5:1; у: ±0,04 %; ±(0,02-TD) % при TD > 2,5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,11 %; ±0,12 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1 в диапазоне от 4 до
5 мА;
у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 2,5:1; у: ±0,04 %;
±(0,02-TD) % при TD > 2,5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,025 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 2,5:1; у: ±0,04 %; ±(0,02-TD) % при TD > 2,5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,07 %; ±0,08 %; ±0,09 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1;
протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 2,5:1; y: ±0,04 %;
±(0,02-TD) % при TD > 2,5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 2,5:1; y: ±0,04 %; ±(0,02- TD) % при TD > 2,5:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,13 % при TD от 1:1 до 2,5:1; см. примечание 5 при TD > 2,5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА:
у: ±0,13 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1;
протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 2,5:1; y: ±0,04 %;
±(0,02-TD) % при TD > 2,5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 2,5:1; y: ±0,04 %; ±(0,02-TD) % при TD > 2,5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,06 %; ±0,07 %; ±0,08 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1;
протокол HART:
Y: ±0,025 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 2,5:1; y: ±0,04 %; ±(0,02- TD) % при
TD > 2,5:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD от 1:1 до 2,5:1; см. примечание 5 при TD > 2,5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,025 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 2,5:1; у: ±0,04 %; ±(0,02-TD) % при TD > 2,5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1;
протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 2,5:1; у: ±0,04 %;
±(0,02-TD) % при TD > 2,5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,05 %; ±0,06 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,13 %;
±0,14 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,01-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,01-TD) % при TD > 5:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
у: ±0,11 %; ±0,12 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,025 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,01-TD) % при TD > 5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,11 %; ±0,12 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 5:1; у: ±(0,01-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,025 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,01- TD) % при TD > 5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,07 %; ±0,08 %; ±0,09 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,01-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,01-TD) % при TD > 5:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,13 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,01-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,01- TD) % при TD > 5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,06 %; ±0,07 %; ±0,08 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART:
Y: ±0,025 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,01-TD) % при TD > 5:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,025 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 5:1; у: ±(0,01-TD) % при TD > 5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,01-TD) % при TD > 5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до
4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,05 %; ±0,06 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,13 %;
±0,14 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,03 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %; ±0,03 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до
4 МПа
у: ±0,11 %; ±0,12 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,025 %; ±0,03 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до
4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,11 %; ±0,12 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА; протокол HART: у: ±0,025 %; ±0,03 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±(0,005^Td) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,025 %; ±0,03 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до
4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,07 %; ±0,09 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: у: ±0,025 %; ±0,03 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %; ±0,03 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до
4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,03 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %; ±0,03 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,06 %; ±0,08 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART:
Y: ±0,025 %; ±0,03 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до
4 МПа
у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,025 %; ±0,03 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,03 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,05 %; ±0,06 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,13 %;
±0,14 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,035 %;
±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,035 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
Продолжение таблицы 7
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 10 МПа
у: ±0,12 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,035 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА; протокол HART: у: ±0,035 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,035 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19 (А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до
5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,08 %; ±0,09 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: у: ±0,035 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,035 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: у: ±0,035 %;
±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,035 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,07 %; ±0,08 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART:
Y: ±0,035 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 10 МПа
у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,035 %; ±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: у: ±0,035 %;
±0,04 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; -0,1 до 70 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа; от 0 до 70 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,08 %; ±0,10 %; ±0,11 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,15 %; ±0,16 %; ±0,17 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,065 %; ±0,09 %; ±0,1 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,02-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,065 %; ±0,09 %; ±0,1 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,02-TD) % при TD > 5:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; -0,1 до 70 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа; от 0 до 70 МПа
у: ±0,13 %; ±0,14 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,18 %;
±0,19 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,065 %; ±0,09 %; ±0,1 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,02-TD) % при TD > 5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; -0,1 до 70 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа; от 0 до 70 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 %; ±0,14 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,18 %;
±0,19 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,065 %; ±0,09 %; ±0,1 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,02-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,065 %; ±0,09 %; ±0,1 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,02-TD) % при TD > 5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19 (А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до
5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; -0,1 до 70 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа; от 0 до 70 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,10 %; ±0,11 %; ±0,12 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART: у: ±0,065 %; ±0,09 %; ±0,1 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,02-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,065 %; ±0,09 %; ±0,1 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,02-TD) % при TD > 5:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; -0,1 до 70 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа; от 0 до 70 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 %; ±0,15 %; ±0,16 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART: у: ±0,065 %; ±0,09 %; ±0,1 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,02-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,065 %; ±0,09 %; ±0,1 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,02-TD) % при TD > 5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; -0,1 до 70 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа; от 0 до 70 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,09 %; ±0,11 %; ±0,12 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART: у: ±0,065 %; ±0,09 %; ±0,1 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,02-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,065 %; ±0,09 %; ±0,1 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,02-TD) % при TD > 5:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
Y: ±0,13 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; -0,1 до 70 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа; от 0 до 70 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 %; ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART: у: ±0,065 %; ±0,09 %; ±0,1 % при TD от 1:1 до 5:1; y: ±(0,02-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,065 %; ±0,09 %; ±0,1 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,02- TD) % при TD > 5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,16 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
Y: ±0,20 %; ±0,14 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 5 до 20 мА; протокол HART: у: ±0,15 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,15 % при TD =1:1;
Y: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1
—
ТЭКОН-19
(A: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; A: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
у: ±0,19 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,22 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,15 % при TD =1:1;
у: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,19 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,22 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1 в диапазоне от 5 до 20 мА; протокол HART: у: ±0,15 % при TD =1:1; у: ±(0,15^TD) % при TD > 1:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,17 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1; протокол HART: у: ±0,15 % при TD =1:1; у: ±(0,15^TD) % при TD > 1:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,15 % при TD =1:1;
у: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
у: ±0,20 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,20 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1; протокол HART: у: ±0,15 % при TD =1:1; у: ±(0,15^TD) % при TD > 1:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,16 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1; протокол HART: у: ±0,15 % при TD =1:1; у: ±(0,15^TD) % при TD > 1:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,15 % при TD =1:1;
у: ±(0,15-TD) % при TD > 1:1
—
СПТ963 (у: ±0,05 %)
у: ±0,19 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,19 % при TD =1:1; см. примечание 5 при TD > 1:1; протокол HART: у: ±0,15 % при TD =1:1; у: ±(0,15^TD) % при TD > 1:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,09 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,15 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 2,5:1; у: ±(0,03-TD) % при TD > 2,5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
у: ±(0,03- TD) % при TD > 2,5:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
у: ±0,13 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при Td > 2,5:1 в диапазоне от 4 до
5 мА; у: ±0,18 % при TD от 1:1 до 2,5:1; см. примечание 5 при Td > 2,5:1 в диапазоне от 5 до
20 мА
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,18 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 2,5:1; у: ±(0,03-TD) % при TD > 2,5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
у: ±(0,03- TD) % при TD > 2,5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1; протокол HART: у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 2,5:1; у: ±(0,03^TD) % при TD > 2,5:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
у: ±0,14 % при TD от 1:1 до 2,5:1; см. примечание 5 при TD > 2,5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
у: ±(0,03- TD) % при TD > 2,5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1; протокол HART: у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
у: ±(0,03-TD) % при TD > 2,5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,1 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1; протокол HART: у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
у: ±(0,03-TD) % при TD > 2,5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
у: ±(0,03-TD) % при TD > 2,5:1
—
СПТ963 (у: ±0,05 %)
у: ±0,14 % при TD от 1:1 до 2,5:1; см. примечание 5 при TD > 2,5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 % при TD от 1:1 до 2,5:1;
см. примечание 5 при TD > 2,5:1; протокол HART: у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 2,5:1; у: ±(0,03^TD) % при TD > 2,5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,09 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,015-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,015- TD) % при TD > 5:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
Y: ±0,13 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 4 до
5 мА; y: ±0,18 % TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 5 до
20 мА
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,18 % TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,015-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,015- TD) % при TD > 5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,10 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART:
Y: ±0,075 % при TD от 1:1 до 5:1;
Y: ±(0,015-TD) % при TD > 5:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
у: ±0,14 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,015-TD) % при TD > 5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART: у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,015-TD) % при TD > 5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART: у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,015-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,015- TD) % при TD > 5:1
—
СПТ963 (у: ±0,05 %)
у: ±0,14 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,14 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART: у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,015-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,015- TD) % при TD > 5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,09 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА; протокол HART: у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
у: ±0,13 % опб TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до
5 мА; у: ±0,18 % TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,18 % TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА; протокол HART: у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,10 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: у: ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,14 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,14 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART:
Y: ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,4 МПа; от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до 10 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,4 МПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1;
протокол HART:
Y: ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
Y: ±0,14 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,14 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART:
Y: ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,16 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,20 %; ±0,14 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1; у: ±(0,03-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,03-TD) % при TD > 5:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
у: ±0,19 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,22 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,03-TD) % при TD > 5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,19 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 4 до 5 мА;
у: ±0,22 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1; у: ±(0,03^TD) % при TD > 5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1;
протокол HART: у: ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1; у: ±(0,03-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,03- TD) % при TD > 5:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
у: ±0,20 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,20 % при TD от 1:1 до 5:1; см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART: у: ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1; у: ±(0,03-TD) % при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,03- TD) % при TD > 5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,16 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART: у: ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,03^TD) % при TD > 5:1
—
СПТ963 (у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 40 МПа
у: ±0,19 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМР75 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1;
у: ±(0,03-TD) % при TD > 5:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,19 % при TD от 1:1 до 5:1;
см. примечание 5 при TD > 5:1; протокол HART: у: ±0,15 % при TD от 1:1 до 5:1; у: ±(0,03-TD) % при
TD > 5:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; от -0,025 до 0,025 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,01 МПа; от 0 до 0,025 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,06 %; ±0,09 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,14 %;
±0,15 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,05 %; ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,05 %;
±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075-TD) % при TD > 10:1
—
ТЭКОН-19 (А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до
5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; от -0,025 до 0,025 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,01 МПа; от 0 до 0,025 МПа
у: ±0,12%; ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 %;
±0,18 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,05 %;
±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,0075-TD) % при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; от -0,025 до 0,025 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,01 МПа; от 0 до 0,025 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12%; ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 %; ±0,18 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА; протокол HART: у: ±0,05 %; ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,05 %;
±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075-TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19 (А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до
5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; от -0,025 до 0,025 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,01 МПа; от 0 до 0,025 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,09%; ±0,10 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: у: ±0,05 %; ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,05 %;
±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075-TD) % при TD > 10:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,13%; ±0,14 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; от -0,025 до 0,025 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,01 МПа; от 0 до 0,025 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13%; ±0,14 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: у: ±0,05 %; ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,05 %;
±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075-TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,08 %; ±0,10 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: Y: ±0,05 %; ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; от -0,025 до 0,025 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,01 МПа; от 0 до 0,025 МПа
у: ±0,13 %; ±0,14 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,05 %;
±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,0075-TD) % при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13 %; ±0,14 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1;
протокол HART: у: ±0,05 %; ±0,075 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,0075^TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 10 МПа; от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 10 МПа; от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,05 %; ±0,06 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,13 %;
±0,14 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,035 %;
±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
—
ТЭКОН-19 (А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до
5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 10 МПа; от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 10 МПа; от 0 до 40 МПа
у: ±0,12 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,035 %;
±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 10 МПа; от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 10 МПа; от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА; протокол HART: у: ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1; y: ±(0,005^Td) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,035 %;
±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 10 МПа; от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 10 МПа; от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,08%; ±0,09 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: у: ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,035 %;
±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,13% при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 10 МПа; от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 10 МПа; от 0 до 40 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13% при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART:
Y: ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,035 %;
±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,07 %; ±0,08 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: Y: ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
—
СПТ963 (у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 10 МПа; от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 10 МПа; от 0 до 40 МПа
у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,035 %;
±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1;
протокол HART: у: ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,05 %; ±0,06 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,13 %;
±0,14 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,025 %;
±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %; ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
у: ±0,11 %; ±0,12 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,025 %; ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,11 %; ±0,12 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,025 %; ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1; у: ±(0,005^Td) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,025 %; ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,07%; ±0,08%; ±0,09 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: у: ±0,025 %; ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %; ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,13% при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13% при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: Y: ±0,025 %; ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %; ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: Y: ±0,06%; ±0,07 %; ±0,08 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART:
Y: ±0,025 %; ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
—
СПТ963 (у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 0,2 МПа; абсолютное давление от 0 до 0,2 МПа
у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,025 %; ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: у: ±0,025 %; ±0,035 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,05 %; ±0,06 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,13 %; ±0,14 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,025 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,025 %;
±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 4 МПа
у: ±0,11 %; ±0,12 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА)
у: ±0,025 %;
±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(Д: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; Д: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,11 %; ±0,12 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 4 до 5 мА; у: ±0,17 % при TD от 1:1 до 10:1;
см. примечание 5 при TD > 10:1 в диапазоне от 5 до 20 мА;
протокол HART: у: ±0,025 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,025 %;
±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19 (А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до
5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,07%; ±0,09 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: у: ±0,025 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %;
±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
—
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
Y: ±0,13% при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,13% при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: Y: ±0,025 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %;
±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 4 МПа
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,06%; ±0,08 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1; протокол HART: у: ±0,025 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Y: ±0,025 %;
±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
Y: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
—
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК давления
Избыточное давление: от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление от 0 до 4 МПа
у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
у: ±0,025 %;
±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005-TD) % при TD > 10:1
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %)
СПТ963 (у: ±0,05 %)
Выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,12 %; ±0,13 % при TD от 1:1 до 10:1; см. примечание 5 при TD > 10:1;
протокол HART: у: ±0,025 %; ±0,05 % при TD от 1:1 до 10:1;
у: ±(0,005^TD) % при TD > 10:1
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 200 °С
Л: ±(0,5+0,0051) °С
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass А и электронным преобразователем 100 (протокол HART)
Л: ±(0,5+0,0051) °С
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
От -40 до 140 °С
Л: ±(0,5+0,0051) °С
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass E и электронным преобразователем 100 или 200 (протокол
HART)
Л: ±(0,5+0,0051) °С
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 150 °С (от -50 до 200 °С опция)
Л: ±(0,5+0,0051) °С
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass F и электронным преобразователем 100 или 200 или Promass P и электронным преобразователем 100 (протокол HART);
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass F и электронным преобразователем 200 (протокол HART)
Л: ±(0,5+0,0051) °С
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
От -50 до 150 °С
Л: ±(0,5+0,0051) °С
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass I или Promass S и электронным преобразователем 100 (протокол HART)
Л: ±(0,5+0,0051) °С
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 205 °С
Л: ±(0,5+0,0051) °С
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass A или Promass Н или Promass P и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (протокол
HART)
Л: ±(0,5+0,0051) °С
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
От -40 до 150 °С
Л: ±(0,5+0,0051) °С
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass Е и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (протокол HART)
Л: ±(0,5+0,0051) °С
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
От -50 до 150 °С (опция от -50 до 240 °С; от -50 до 350 °С; от -196 до 150 °С)
Л: ±(0,5+0,0051) °С
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass F и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (протокол HART)
Л: ±(0,5+0,0051) °С
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 150 °С
Л: ±(0,5+0,0051) °С
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass I или Promass P или Promass S и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (протокол
HART)
Л: ±(0,5+0,0051) °С
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
От -40 до 205 °С
Л: ±(0,5+0,0051) °С
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass O и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (протокол HART)
Л: ±(0,5+0,0051) °С
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
От -50 до 180 °С
Л: ±(0,5+0,0051) °С
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass X и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (протокол HART)
Л: ±(0,5+0,0051) °С
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 205 °С (опция от -196 до 150 °С)
Л: ±(0,1+0,0031) °С
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass Q и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (протокол HART)
Л: ±(0,1+0,0031) °С
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
От -200 до 400 °С (опция от -200 до 450 °С)
Д: ±1 °С
Prowirl 200 (протокол HART)
Д: ±1 °С
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 400 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TPR (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для чувствительного элемента (далее -ЧЭ) типа «TF»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 150 °С включ.); ±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 150 до 250 °С включ.); ±(0,3+0,005'|t|) °С (св. 250 до 400 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.); ±(0,3+0,005-|t|) °С (св. 250 до 400 °С)
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 50 до 250 Ом включ.;
А: ±0,2 Ом в диапазоне св. 250 до 1000 Ом включ.; А: ±2 Ом в диапазоне св. 1000 до 4000 Ом; у: ±0,004 % в диапазоне от -73,15 до 600 °С)
ТЭКОН-19Б
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 25 до 250 Ом включ.;
А: ±0,4 Ом в диапазоне св. 250 до 2000 Ом включ.;
у: ±0,02 % в диапазоне от 0 до 200 °С)
УВП-280
(А: ±0,1 °С)
СПТ963
(А: ±0,1 °С)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 400 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TPR (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «TF»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 150 °С включ.);
±(0,15+0,002-|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 150 до 250 °С включ.); ±(0,3+0,005'|t|) °С (св. 250 до 400 °С); класс допуска А, А:
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005-|t|) °С (св. 250 до 400 °С)
МАСХ моделей МАСХ MCR(-EX)-T-UIREL-UP(-SP) (-C) или MACX MCR(-EX)-T-UI-
UP(-SP)(-C)
(от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
МАСХ модели МАСХ MCR(-EX)-SL-RTD-I(-SP)(-NC) (от 4 до 20 мА) (у: ±(0,1-1000/At) %)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (у: ±0,15 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -196 до
600 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TPR (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «WW»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 250 °С включ.); ±(0,15+0,002-|t|) °С (от -196 до 0 °С не включ., св. 250 до 600 °С);
класс допуска А, А: ±(0,15+0,002-|t|) °С
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 50 до 250 Ом включ.;
А: ±0,2 Ом в диапазоне св. 250 до 1000 Ом включ.; А: ±2 Ом в диапазоне св. 1000 до 4000 Ом; у: ±0,004 % в диапазоне от -73,15 до 600 °С)
ТЭКОН-19Б
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 25 до 250 Ом включ.;
А: ±0,4 Ом в диапазоне св. 250 до 2000 Ом включ.;
у: ±0,02 % в диапазоне от 0 до 200 °С)
УВП-280
(А: ±0,1 °С)
СПТ963
(А: ±0,1 °С)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -196 до
600 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TPR (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «WW»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 250 °С включ.); ±(0,15+0,002-|t|) °С (от -196 до 0 °С не включ., св. 250 до 600 °С);
класс допуска А, А: ±(0,15+0,002-|t|) °С
МАСХ моделей МАСХ MCR(-EX)-T-UIREL-UP(-SP) (-C) или MACX MCR(-EX)-T-UI-
UP(-SP)(-C)
(от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
МАСХ модели МАСХ MCR(-EX)-SL-RTD-I(-SP)(-NC) (от 4 до 20 мА) (у: ±(0,1-1000/At) %)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (у: ±0,15 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 400 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «TF»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 100 °С включ.);
±(0,15+0,002-|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 100 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005-|t|) °С (св. 250 до 400 °С); класс допуска А, А:
±(0,15+0,002-|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005-|t|) °С (св. 250 до 400 °С)
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 50 до 250 Ом включ.;
А: ±0,2 Ом в диапазоне св. 250 до 1000 Ом включ.; А: ±2 Ом в диапазоне св. 1000 до 4000 Ом; у: ±0,004 % в диапазоне от -73,15 до 600 °С)
ТЭКОН-19Б
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 25 до 250 Ом включ.;
А: ±0,4 Ом в диапазоне св. 250 до 2000 Ом включ.;
у: ±0,02 % в диапазоне от 0 до 200 °С)
УВП-280
(А: ±0,1 °С)
СПТ963
(А: ±0,1 °С)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 400 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «TF»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 100 °С включ.);
±(0,15+0,002-|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 100 до 250 °С включ.); ±(0,3+0,005-|t|) °С (св. 250 до 400 °С); класс допуска А, А:
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005'|t|) °С (св. 250 до 400 °С)
МАСХ моделей МАСХ MCR(-EX)-T-UIREL-UP(-SP) (-C) или MACX MCR(-EX)-T-UI-
UP(-SP)(-C)
(от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
МАСХ модели МАСХ MCR(-EX)-SL-RTD-I(-SP)(-NC) (от 4 до 20 мА) (у: ±(0,1-1000/At) %)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (у: ±0,15 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -196 до
600 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «WW»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.); ±(0,15+0,002-|t|) °С (от -196 до -50 °С не включ., св. 250 до 600 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002-|t|) °С
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 50 до 250 Ом включ.;
А: ±0,2 Ом в диапазоне св. 250 до 1000 Ом включ.; А: ±2 Ом в диапазоне св. 1000 до 4000 Ом; у: ±0,004 % в диапазоне от -73,15 до 600 °С)
ТЭКОН-19Б
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 25 до 250 Ом включ.;
А: ±0,4 Ом в диапазоне св. 250 до 2000 Ом включ.;
у: ±0,02 % в диапазоне от 0 до 200 °С)
УВП-280
(А: ±0,1 °С)
СПТ963
(А: ±0,1 °С)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -196 до
600 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «WW»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.); ±(0,15+0,002-|t|) °С (от -196 до -50 °С не включ., св. 250 до 600 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002-|t|) °С
МАСХ моделей МАСХ MCR(-EX)-T-UIREL-UP(-SP) (-C) или MACX MCR(-EX)-T-UI-
UP(-SP)(-C)
(от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
МАСХ модели МАСХ MCR(-EX)-SL-RTD-I(-SP)(-NC) (от 4 до 20 мА) (у: ±(0,1-1000/At) %)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (у: ±0,15 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 500 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «StrongSens»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 200 °С включ.); ±(0,15+0,002-|t|) °С (от -30 до 0 °С не включ., св. 200 до 300 °С включ.); ±(0,3+0,005-|t|) °С (от -50 до -30 °С не включ., св. 300 до 500 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002-|t|) °С (от -30 до 300 °С включ.); ±(0,3+0,005-|t|) °С (от -50 до -30 °С не включ., св. 300 до 500 °С)
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 50 до 250 Ом включ.;
А: ±0,2 Ом в диапазоне св. 250 до 1000 Ом включ.; А: ±2 Ом в диапазоне св. 1000 до 4000 Ом; у: ±0,004 % в диапазоне от -73,15 до 600 °С)
ТЭКОН-19Б
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 25 до 250 Ом включ.;
А: ±0,4 Ом в диапазоне св. 250 до 2000 Ом включ.;
у: ±0,02 % в диапазоне от 0 до 200 °С)
УВП-280
(А: ±0,1 °С)
СПТ963
(А: ±0,1 °С)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 500 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «StrongSens»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 200 °С включ.); ±(0,15+0,002-|t|) °С (от -30 до 0 °С не включ., св. 200 до 300 °С включ.); ±(0,3+0,005-|t|) °С (от -50 до -30 °С не включ., св. 300 до 500 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002-|t|) °С (от -30 до 300 °С включ.); ±(0,3+0,005-|t|) °С (от -50 до -30 °С не включ., св. 300 до 500 °С)
МАСХ моделей МАСХ MCR(-EX)-T-UIREL-UP(-SP) (-C) или MACX MCR(-EX)-T-UI-
UP(-SP)(-C)
(от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
МАСХ модели МАСХ MCR(-EX)-SL-RTD-I(-SP)(-NC) (от 4 до 20 мА) (у: ±(0,1-1000/At) %)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (у: ±0,15 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 200 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «QuickSens»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 150 °С включ.); ±(0,15+0,002-|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 150 до
200 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002-|t|) °С (от -50 до 200 °С)
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 50 до 250 Ом включ.;
А: ±0,2 Ом в диапазоне св. 250 до 1000 Ом включ.; А: ±2 Ом в диапазоне св. 1000 до 4000 Ом; у: ±0,004 % в диапазоне от -73,15 до 600 °С)
ТЭКОН-19Б
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 25 до 250 Ом включ.;
А: ±0,4 Ом в диапазоне св. 250 до 2000 Ом включ.;
у: ±0,02 % в диапазоне от 0 до 200 °С)
УВП-280
(А: ±0,1 °С)
СПТ963
(А: ±0,1 °С)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 200 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «QuickSens»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 150 °С включ.); ±(0,15+0,002-|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 150 до 200 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002-|t|) °С (от -50 до 200 °С)
МАСХ моделей МАСХ MCR(-EX)-T-UIREL-UP(-SP) (-C) или MACX MCR(-EX)-T-UI-
UP(-SP)(-C)
(от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
МАСХ модели МАСХ MCR(-EX)-SL-RTD-I(-SP)(-NC) (от 4 до 20 мА) (у: ±(0,1-1000/At) %)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (у: ±0,15 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 400 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления модели TST310с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «TF»: класс допуска АА, А:
±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 150 °С включ.);
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 150 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005'|t|) °С (св. 250 до 400 °С); класс допуска А, А:
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005'|t|) °С (св. 250 до 400 °С); класс допуска В, А: ±(0,3+0,005'|t|) °С (от -50 до 400 °С)
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 50 до 250 Ом включ.;
А: ±0,2 Ом в диапазоне св. 250 до 1000 Ом включ.; А: ±2 Ом в диапазоне св. 1000 до 4000 Ом; у: ±0,004 % в диапазоне от -73,15 до 600 °С)
ТЭКОН-19Б
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 25 до 250 Ом включ.;
А: ±0,4 Ом в диапазоне св. 250 до 2000 Ом включ.;
у: ±0,02 % в диапазоне от 0 до 200 °С)
УВП-280
(А: ±0,1 °С)
СПТ963
(А: ±0,1 °С)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 400 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления модели TST310с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «TF»: класс допуска АА, А:
±(0,1+0,0017-|t|) °С
(от 0 до 150 °С включ.); ±(0,15+0,002-|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 150 до 250 °С включ.); ±(0,3+0,005'|t|) °С (св. 250 до 400 °С); класс допуска А, А:
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005-|t|) °С (св. 250 до 400 °С); класс допуска В, А: ±(0,3+0,005-|t|) °С (от -50 до 400 °С)
МАСХ моделей МАСХ MCR(-EX)-T-UIREL-UP(-SP) (-C) или MACX MCR(-EX)-T-UI-
UP(-SP)(-C)
(от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
МАСХ модели МАСХ MCR(-EX)-SL-RTD-I(-SP)(-NC) (от 4 до 20 мА) (у: ±(0,1-1000/At) %)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (у: ±0,15 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -196 до
600 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления модели TST310с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «WW»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 250 °С включ.); ±(0,15+0,002-|t|) °С (от -196 до 0 °С не включ., св. 250 до 600 °С);
класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С; класс допуска В, А: ±(0,3+0,005'|t|) °С
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 50 до 250 Ом включ.;
А: ±0,2 Ом в диапазоне св. 250 до 1000 Ом включ.; А: ±2 Ом в диапазоне св. 1000 до 4000 Ом; у: ±0,004 % в диапазоне от -73,15 до 600 °С)
ТЭКОН-19Б
(А: ±0,04 Ом в диапазоне от 25 до 250 Ом включ.;
А: ±0,4 Ом в диапазоне св. 250 до 2000 Ом включ.;
у: ±0,02 % в диапазоне от 0 до 200 °С)
УВП-280
(А: ±0,1 °С)
СПТ963
(А: ±0,1 °С)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -196 до
600 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления модели TST310с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Для ЧЭ типа «WW»: класс допуска АА, А:
±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 250 °С включ.);
±(0,15+0,002-|t|) °С (от -196 до 0 °С не включ., св. 250 до 600 °С);
класс допуска А, А:
±(0,15+0,002-|t|) °С; класс допуска В, А: ±(0,3+0,005'|t|) °С
МАСХ моделей МАСХ MCR(-EX)-T-UIREL-UP(-SP) (-C) или MACX MCR(-EX)-T-UI-
UP(-SP)(-C)
(от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
МАСХ модели МАСХ MCR(-EX)-SL-RTD-I(-SP)(-NC) (от 4 до 20 мА) (у: ±(0,1-1000/At) %)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (у: ±0,15 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(Y: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 400 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TPR (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ82 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «TF»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 150 °С включ.);
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 150 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005'|t|) °С (св. 250 до 400 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005-|t|) °С (св. 250 до 400 °С)
ТМТ82 13):
А: ±0,14 °С (АЦП); у: ±0,03 % (ЦАП)
—
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -196 до
600 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TPR (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ82 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «WW»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 250 °С включ.);
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -196 до 0 °С не включ., св. 250 до
600 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С
ТМТ82 13):
А: ±0,14 °С (АЦП); у: ±0,03 % (ЦАП)
—
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %); БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 400 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ82 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «TF»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 100 °С включ.);
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 100 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005'|t|) °С (св. 250 до 400 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005-|t|) °С (св. 250 до 400 °С)
ТМТ82 13):
А: ±0,14 °С (АЦП); у: ±0,03 % (ЦАП)
—
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -196 до
600 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ82 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «WW»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.);
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -196 до -50 °С не включ., св. 250 до
600 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С
ТМТ82 13):
А: ±0,14 °С (АЦП); у: ±0,03 % (ЦАП)
—
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 500 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ82 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «StrongSens»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 200 °С включ.); ±(0,15+0,002'|t|) °С (от -30 до 0 °С не включ., св. 200 до 300 °С включ.); ±(0,3+0,005'|t|) °С (от -50 до -30 °С не включ., св. 300 до 500 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С (от -30 до 300 °С включ.); ±(0,3+0,005'|t|) °С (от -50 до -30 °С не включ., св. 300 до 500 °С)
ТМТ82 13):
А: ±0,14 °С (АЦП); у: ±0,03 % (ЦАП)
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
МАСХ
(от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %);
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 200 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ82 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «QuickSens»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 150 °С включ.); ±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 150 до 200 °С);
класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 200 °С)
ТМТ82 13):
А: ±0,14 °С (АЦП); у: ±0,03 % (ЦАП)
—
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 400 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления модели TST310с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ82 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «TF»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 150 °С включ.);
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 150 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005'|t|) °С (св. 250 до 400 °С); класс допуска А,
А:
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005-|t|) °С (св. 250 до 400 °С);
класс допуска В, А: ±(0,3+0,005'|t|) °С (от -50 до 400 °С)
ТМТ82 13):
А: ±0,14 °С (АЦП); у: ±0,03 % (ЦАП)
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
МАСХ
(от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %);
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -196 до
600 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления модели TST310с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ82 (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «WW»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 250 °С включ.);
±(0,15+0,002-|t|) °С (от -196 до 0 °С не включ., св. 250 до 600 °С);
класс допуска А, А: ±(0,15+0,002-|t|) °С;
класс допуска В, А: ±(0,3+0,005-|t|) °С
ТМТ82 13):
А: ±0,14 °С (АЦП); у: ±0,03 % (ЦАП)
—
МАСХ (от 4 до 20 мА) (у: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %); БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 400 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TPR (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ181 (от 4 до 20 мА)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «TF»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 150 °С включ.);
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 150 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005'|t|) °С (св. 250 до 400 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005-|t|) °С (св. 250 до 400 °С)
ТМТ181:
А: ±0,2 °С или у: ±0,08 % (берут большее значение)
—
МАСХ
(от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх
(от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -196 до
600 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TPR (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ181 (от 4 до 20 мА)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «WW»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 250 °С включ.);
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -196 до 0 °С не включ., св. 250 до 600 °С);
класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С
ТМТ181:
А: ±0,2 °С или у: ±0,08 % (берут большее значение)
—
МАСХ
(от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх
(от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 400 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ181 (от 4 до 20 мА)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «TF»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 100 °С включ.);
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 100 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005'|t|) °С (св. 250 до 400 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005-|t|) °С (св. 250 до 400 °С)
ТМТ181:
А: ±0,2 °С или у: ±0,08 % (берут большее значение)
—
МАСХ
(от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх
(от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -196 до
600 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ181 (от 4 до 20 мА)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «WW»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.);
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -196 до -50 °С не включ., св. 250 до 600 °С);
класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С
ТМТ181:
А: ±0,2 °С или у: ±0,08 % (берут большее значение)
—
МАСХ
(от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх
(от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 500 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ181 (от 4 до 20 мА)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «StrongSens»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 200 °С включ.); ±(0,15+0,002'|t|) °С (от -30 до 0 °С не включ., св. 200 до 300 °С включ.); ±(0,3+0,005-|t|) °С (от -50 до -30 °С не включ., св. 300 до 500 °С); класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С (от -30 до 300 °С включ.); ±(0,3+0,005-|t|) °С (от -50 до -30 °С не включ., св. 300 до 500 °С)
ТМТ181:
А: ±0,2 °С или у: ±0,08 % (берут большее значение)
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до 20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
МАСХ
(от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх
(от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 200 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления моделей TR10, TR11, TR12, TR88 с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ181 (от 4 до 20 мА)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «QuickSens»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 150 °С включ.); ±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 150 до 200 °С);
класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 200 °С)
ТМТ181:
А: ±0,2 °С или у: ±0,08 % (берут большее значение)
—
МАСХ
(от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх
(от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 400 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления модели TST310с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ181 (от 4 до 20 мА)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «TF»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 150 °С включ.);
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 0 °С не включ., св. 150 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005'|t|) °С (св. 250 до 400 °С); класс допуска А,
А:
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -50 до 250 °С включ.);
±(0,3+0,005'|t|) °С (св. 250 до 400 °С);
класс допуска В, А: ±(0,3+0,005'|t|) °С (от -50 до 400 °С)
ТМТ181:
А: ±0,2 °С или у: ±0,08 % (берут большее значение)
—
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
МАСХ (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -196 до
600 °С
см. примечание 5
Т ермопреобразователи сопротивления модели TST310с измерительной вставкой серии TS (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с ТМТ181 (от 4 до 20 мА)
Т ермопреобразова-тели сопротивления: для ЧЭ типа «WW»: класс допуска АА, А: ±(0,1+0,0017-|t|) °С (от 0 до 250 °С включ.);
±(0,15+0,002'|t|) °С (от -196 до 0 °С не включ., св. 250 до 600 °С);
класс допуска А, А: ±(0,15+0,002'|t|) °С; класс допуска В, А: ±(0,3+0,005'|t|) °С
ТМТ181:
А: ±0,2 °С или у: ±0,08 % (берут большее значение)
—
МАСХ
(от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх
(от 4 до 20 мА или протокол HART) (y: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА:
Y: ±0,1 %;
при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART:
Y: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 150 °С; от -50 до 200 (при использовании удлинительной шейки у TMR31)
см. примечание 5
TMR31 (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
класс допуска А, Л: ±(0,15+0,002-|t|) °С
—
ТЭКОН-19
(Л: ±0,04 Ом в диапазоне от 50 до 250 Ом включ.;
Л: ±0,2 Ом в диапазоне св. 250 до 1000 Ом включ.; Л: ±2 Ом в диапазоне св. 1000 до 4000 Ом; у: ±0,004 % в диапазоне от -73,15 до 600 °С)
ТЭКОН-19Б
(Л: ±0,04 Ом в диапазоне от 25 до 250 Ом включ.;
Л: ±0,4 Ом в диапазоне св. 250 до 2000 Ом включ.;
у: ±0,02 % в диапазоне от 0 до 200 °С)
УВП-280
(Л: ±0,1 °С)
СПТ963
(Л: ±0,1 °С)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 150 °С; от -50 до 200 (при использовании удлинительной шейки у TMR31)
см. примечание 5
TMR31 (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
класс допуска А, Л: ±(0,15+0,002-|t|) °С
МАСХ моделей МАСХ MCR(-EX)-T-UIREL-UP(-SP) (-C) или MACX MCR(-EX)-T-UI-
UP(-SP)(-C)
(от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
МАСХ модели МАСХ MCR(-EX)-SL-RTD-I(-SP)(-NC) (от 4 до 20 мА) (у: ±(0,1'1000Mt) %)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,1 %)
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА) (Y: ±0,15 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК температуры
От -50 до 150 °С; от -50 до 200 (при использовании удлинительной шейки у TMR31)
см. примечание 5
TMR31 (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009) в комплекте с измерительным преобразователем (от 4 до 20 мА или протокол HART)
Л:
±(0,25+0,002-|t|) °С
—
МАСХ (от 4 до 20 мА) (y: ±0,1 %); КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (от 4 до 20 мА или протокол HART) (у: ±0,1 %);
БАЗИС-БАРС (от 4 до 20 мА или протокол HART) (выходной сигнал от 4 до 20 мА: у: ±0,1 %; при передаче входного аналогового сигнала 4 до 20 мА по протоколу HART: у: ±0,1 %)
ТЭКОН-19
(А: ±0,005 мА в диапазоне от 0 до 5 мА; А: ±0,02 мА в диапазоне от 5 до
20 мА)
УВП-280
(А: ±0,01 мА)
СПТ963
(у: ±0,05 %)
1
2
3
4
5
6
7
ИК плотности
От 500 до 1800 кг/м3
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±20 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±2 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±50 кг/м3 (имитационная поверка)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass А или Promass P и электронным преобразователем 100 (протокол HART)
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±20 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±2 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±50 кг/м3 (имитационная поверка)
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±20 кг/м3 (стандартная калибровка); Л: ±50 кг/м3 (имитационная поверка (преобразователь 100)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass E и электронным преобразователем 100 или 200 (протокол
HART)
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±20 кг/м3 (стандартная калибровка); Л: ±50 кг/м3 (имитационная поверка (преобразователь 100))
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
1
2
3
4
5
6
7
ИК плотности
От 500 до 1800 кг/м3
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±10 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±1 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±25 кг/м3 (имитационная поверка (преобразователь 100))
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass F и электронным преобразователем 100 или 200 (протокол
HART)
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±10 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±1 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±25 кг/м3 (имитационная поверка (преобразователь 100))
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±20 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±4 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±50 кг/м3 (имитационная поверка)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass I и электронным преобразователем 100 (протокол HART)
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±20 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±4 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±50 кг/м3 (имитационная поверка)
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
1
2
3
4
5
6
7
ИК плотности
От 500 до 1800 кг/м3
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±10 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±2 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±25 кг/м3 (имитационная поверка)
Promass 100, Promass 200 с первичным преобразователем расхода Promass S и электронным преобразователем 100 (протокол HART)
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±10 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±2 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±25 кг/м3 (имитационная поверка)
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±20 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±2 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±50 кг/м3 (имитационная поверка)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass A или Promass Н и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (протокол HART)
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±20 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±2 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±50 кг/м3 (имитационная поверка)
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
1
2
3
4
5
6
7
ИК плотности
От 500 до 1800 кг/м3
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±20 кг/м3 (стандартная калибровка); Л: ±50 кг/м3 (имитационная поверка)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass Е и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (протокол HART)
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±20 кг/м3 (стандартная калибровка); Л: ±50 кг/м3 (имитационная поверка)
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±10 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±1 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±25 кг/м3 (имитационная поверка)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass F и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (протокол HART)
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±10 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±1 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±25 кг/м3 (имитационная поверка)
—
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
1
2
3
4
5
6
7
Л: ±0,5 кг/м3
Л: ±0,5 кг/м3
—
ИК
От 500 до
(полевая калибровка); Л: ±20 кг/м3 (стандартная калибровка); Л: ±4 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±50 кг/м3 (имитационная
поверка)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass I и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (протокол HART)
(полевая калибровка); Л: ±20 кг/м3 (стандартная калибровка); Л: ±4 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±50 кг/м3 (имитационная
поверка)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
плотности
1800 кг/м3
Л: ±0,5 кг/м3
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass O или Promass X и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (протокол HART)
Л: ±0,5 кг/м3
—
(полевая калибровка); Л: ±10 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±1 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±25 кг/м3 (имитационная поверка)
(полевая калибровка); Л: ±10 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±1 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±25 кг/м3 (имитационная поверка)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
1
2
3
4
5
6
7
ИК плотности
От 500 до 1800 кг/м3
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±10 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±2 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±25 кг/м3 (имитационная поверка)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass P или Promass S и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (протокол HART)
Л: ±0,5 кг/м3 (полевая калибровка); Л: ±10 кг/м3 (стандартная калибровка);
Л: ±2 кг/м3 (специальная калибровка); Л: ±25 кг/м3 (имитационная поверка)
—
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
Л: ±0,2 кг/м3 14) (стандартная калибровка); Л: ±10 кг/м3 (имитационная поверка)
Promass 300, Promass 500 с первичным преобразователем расхода Promass Q и электронным преобразователем Promass 300 или Promass 500 (протокол HART)
Л: ±0,2 кг/м3 13) (стандартная калибровка); Л: ±10 кг/м3 (имитационная поверка)
—
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх (протокол HART); БАЗИС-БАРС (протокол HART)
ТЭКОН-19;
УВП-280;
СПТ963
1) Указан максимальный диапазон измерений ИК. Диапазон измерений зависит от диапазона измерений первичного ИП, типа измеряемой среды и указывается в формуляре ИС.
Z
2) При Q< — -100 кг/ч относительную погрешность ИК 8ИК, %, рассчитывают по формуле
5
, (z Y ,,
§ИК =±^— -100J 'Т ,
1
2
3
4
5
6
7
где Zs - значение стабильности нуля Promass 100, Promass 200 или Promass 300, Promass 500, указанное в руководстве по эксплуатации для соответствующей модели,
кг/ч;
Q - текущее значение расхода, кг/ч;
6выч - относительная погрешность СОИ, %.
Z
3) При Q< — -100 кг/ч относительную погрешность Promass 100, Promass 200 или Promass 300, Promass 500 6 , %, рассчитывают по формуле О
Z
6 = + -100.
Q
4) При измерении расхода криогенных жидкостей с использованием исполнения первичного ИП для диапазонов рабочей среды от минус 196 до 150 °С.
5) Нижний предел диапазона измерений ИК Qmin, м3/ч, зависит от плотности измеряемой среды, указывается в формуляре ИС и рассчитывается по формулам:
Qmin - -I6- - 3600,
4 РО
\ г изм
_ к-d 3,5 z \
Qmin = . - 1----- 3600 (опция),
4 РО
у г изм
где d - внутренний диаметр первичного преобразователя расхода Prowirl 200, м;
Ризм - плотность измеряемой среды, кг/м3.
6) При соблюдении требований к длинам прямых участков до и после первичного ИП ИК, указанных в его технической документации.
7) При специальной калибровке (Ду < 600 мм): S: ±0,2 % при 1,5 м/с < v < 10 м/с и ±I 0,2+02 I % при v < 1,5 м/с.
^ V )
8) При специальной калибровке (Ду < 600 мм): S: ±0,5 % при 0,5 м/с < v < 10 м/с и ±| 0,5+— | % при v < 0,5 м/с.
< V )
9) Диапазон измерений объемного расхода зависит от условного диаметра Prosonic Flow и рассчитывается согласно его руководству по эксплуатации.
10) При поверке на заводе-изготовителе и при эксплуатации после калибровки на месте монтажа.
11) При монтаже на месте эксплуатации и после беспроливной поверки (кроме электронного блока 93T).
12) Для преобразователей давления с гигиеническим присоединением к процессу и с выходными сигналами HART и от 4 до 20 мА.
13) Основная погрешность для аналогового выхода равна сумме погрешностей АЦП и ЦАП. Для обмена данных по протоколу HART основная погрешность равна погрешности АЦП.
14) Для температурного диапазона от 20 до 60 °С. За пределами данного диапазона абсолютная погрешность увеличивается на 0,015 кг/(м3'°С).
1
2
3
4
5
6
7
Примечания
1 Приняты следующие обозначения и сокращения:
- Ргаза — плотность газа при рабочих условиях, кг/м3;
- х — определяется в руководстве по эксплуатации для соответствующей модели и диаметра Promass 100, Promass 200;
- А - абсолютная погрешность, в единицах измеряемой величины;
- 5 - относительная погрешность, %;
- y — приведенная погрешность (нормирующим значением для приведенной погрешности является разность между максимальным и минимальным значениями диапазона измерений), %;
- Ду - диаметр условного прохода Prosonic Flow, мм;
- v - скорость потока, м/с;
- Vmax - максимальная скорость потока, м/с;
- t - температура измеряемой среды, °С;
- At - диапазон измерений температуры согласно описанию типа, °С;
- Re - число Рейнольдса;
- АЦП - аналогово-цифровой преобразователь;
- ЦАП - цифро-аналоговый преобразователь.
2 Для водяных систем теплоснабжения для измерения расхода теплоносителя применяют ИК массового расхода, массы или ИК объемного расхода, объема, удовлетворяющие условию Qmax > 50, где Qmax - верхний предел диапазона измерений ИК.
Qmin
3 Пределы допускаемой основной погрешности ИК рассчитывают по формулам:
- относительная s ,%:
°ИК
$ИК = ^^ПП + $ВП ,
где 8ПП - пределы допускаемой основной относительной погрешности первичного ИП ИК, %;
§вп - пределы допускаемой основной относительной погрешности вторичной части ИК, %.
1 _________2___________________3________________________4________________________5______________________6_______________________7__________
- абсолютная д , в единицах измерений измеряемой величины:
Г~Х X -х. у
дик = ±. дпп2 +1 увп • -о-----min I ,
ик ПП ПП I в вп Ю 0 , ,
или
ДИК = ±>/ДПП + ДВП , где д - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности первичного Ип ИК, °С;
увп - пределы допускаемой основной приведенной к диапазону измерений погрешности вторичной части ИК, %;
д - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности вторичной части ИК, %;
х - значение измеряемого параметра, соответствующее максимальному значению диапазона аналогового сигнала, в единицах измерений измеряемой
ma- величины;
х - значение измеряемого параметра, соответствующее минимальному значению диапазона аналогового сигнала, в единицах измерений измеряемой величины;
- приведенная Т , %:
. , / 2 . . 2
Тик =±'уУпи + уви ,
или
( д I2 .
уИК =±. 1-----ПП--100 I +уВП2,
и ИК 4 1 yr 1 В ВП '
1 \У vmax vmin J
или
( ( л__ У
у-, уп2 +1----ВП--100 I ,
И ИК 4 п ПП у ,т ,
1 \ ^max ^"min J
где Тип - пределы допускаемой основной приведенной погрешности первичного ИП ИК, %.
4 Для расчета погрешности ИК в условиях эксплуатации, отличных от нормальных условий измерения:
- берут значения основной погрешности измерений ИК из данной таблицы;
- в зависимости от воздействующего фактора берут значения дополнительной погрешности измерений измерительных компонентов, входящих в состав ИК, из таблицы 9;
- приводят форму представления основной и дополнительных погрешностей ИК и измерительных компонентов ИК к единому виду (приведенная, относительная, абсолютная);
- рассчитывают пределы допускаемых значений погрешности ИК в условиях эксплуатации путем учета основной и дополнительных погрешностей от воздействующих факторов.
Продолжение таблицы 7
1
2
3
4
5
6
7
Пределы допускаемых значений погрешности ИК в условиях эксплуатации рассчитывают по формуле
где ЛИКосн
Ai -
ЛИКраб —
пределы допускаемой основной погрешности ИК; погрешности измерительного компонента от i-го влияющего факт
n
ЛИкосн +ЕЛ1 ,
i=0
ора в условиях эксплуатации при общем числе n учитываемых влияющих факторов.
Таблица 8 - Метрологические характеристики вторичной части ИК ИС
Наименование характеристики
Значение
при применении в составе СОИ
ТЭКОН-19
ТЭКОН-19Б
УВП-280
СПТ963
Пределы допускаемой основной
приведенной к диапазону измерений погрешности измерений сигнала силы постоянного тока от 4 до 20 мА при использовании совместно с МАСХ,
БАЗИС-БАРС, КА50ХХЕх, КА51ХХЕх, %
±0,105 в диапазоне от 4 до 5 мА включительно; ±0,161 в диапазоне свыше 5 до 20 мА
—
±0,118
±0,112
Пределы допускаемой основной
приведенной к диапазону измерений погрешности измерений сигналов
термопреобразователей сопротивления по ГОСТ 6651-2009 с номинальной
статической характеристикой Pt100, %,
при использовании совместно с:
- МАСХ моделей МАСХ MCR (-EX)-T-UIREL-UP(-SP) (-C) или MACX MCR(-EX)-T-UI-UP(-SP)(-C)
- МАСХ модели МАСХ MCR (-EX)-SL-RTD-I(-SP)(-NC)
±0,105 в диапазоне выходного сигнала от 4 до 5 мА включительно;
±0,161 в диапазоне выходного сигнала свыше 5 до 20 мА ±0,101 в диапазоне выходного сигнала от 4 до 5 мА включительно;
±0,158 в диапазоне выходного сигнала свыше 5 до 20 мА
— —
±0,118
±0,114
±0,112
±0,108
Наименование характеристики
ТЭКОН-19
- КА50ХХЕх, КА51ХХЕх
- БАЗИС-БАРС
±0,105 в диапазоне от 4 до 5 мА включительно; у: ±0,161 в диапазоне свыше 5 до 20 мА ±0,154 в диапазоне от 4 до 5 мА включительно; у: ±0,196 в диапазоне свыше 5 до 20 мА
Пределы допускаемой относительной погрешности вычислений, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений текущего
времени, %
Пределы допускаемого суточного хода часов, с
±9
Значение
при применени!
1 в составе СОИ
ТЭКОН-19Б
УВП-280
СПТ963
—
±0,118
±0,112
—
±0,163
±0,159
в соответствии с описанием типа СОИ
±0,01
±0,01
±0,01
—
—
—
Таблица 9 - Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений измерительных компонентов ИК ИС
Диапазон измерений1)
Тип
Пределы допускаемой дополнительной погрешности
1
2
3
Все диапазоны измерений
Cerabar (все модели)
Y2): ±0,25 %; ±0,4 %; ±0,5 %
Все диапазоны измерений
Cerabar моделей Cerabar РМР11, Cerabar РМР21 и Cerabar РМР23
А3): ±0,4 кПа
Все диапазоны измерений
Cerabar моделей Cerabar РМС11 и Cerabar РМС21
А3): ±0,03 кПа для диапазона измерений < 100 кПа; А3): ±0,3 кПа для диапазона измерений > 100 кПа
Все диапазоны измерений кроме от -0,1 до 40 МПа (избыточное давление) и от 0 до 40 МПа (абсолютное давление)
Преобразователи давления Cerabar моделей Cerabar M РМР51 и Cerabar M РМР55
Y2): ±(0,17+0,07-TD) %
Избыточное давление: от -0,1 до
40 МПа; абсолютное давление: от 0 до
40 МПа
Y2): ±(0,15+0,17-TD) %
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление: от 0 до 0,01 МПа; 0 до 0,025 МПа; от 0 до 0,04 МПа
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar M РМС51
Y2), 4), 5): ±(0,2+0,15HD) %; Y 6): ±(0,08+0,15-TD) %
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до 10 МПа; от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление: от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа; от 0 до 40 МПа
Y2), 4), 5): ±(0,22+0,15-TD) %;
Y5), 6): ±(0,1+0,15-TD) %
1
2
3
Избыточное давление: от -0,04 до 0,04 МПа; от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 0,4 МПа; абсолютное давление: от 0 до 0,04 МПа; от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 0,4 МПа
Преобразователи давления Cerabar моделей Cerabar S РМР71 и Cerabar S РМР75
Y2): ±(0,08+0,04-TD) %
Избыточное давление: от -0,1 до 1 МПа; от -0,1 до 4 МПа; абсолютное давление: от 0 до 1 МПа; от 0 до 4 МПа
Y2): ±(0,03+0,03-TD) %
Избыточное давление: от -0,1 до 10 МПа; от -0,1 до 40 МПа; от -0,1 до 70 МПа; абсолютное давление: от 0 до 10 МПа; от 0 до 40 МПа; от 0 до 70 МПа
Y2): ±(0,06+0,015-TD) %
Избыточное давление: от -0,01 до 0,01 МПа; от -0,025 до 0,025 МПа; от -0,04 до 0,04 МПа; абсолютное давление: от 0 до 0,01 МПа; от 0 до 0,025 МПа; от 0 до 0,04 МПа
Преобразователи давления Cerabar модели Cerabar S РМС71
Y2): ±(0,038+0,07-TD) %
Избыточное давление: от -0,1 до 0,1 МПа; от -0,1 до 0,2 МПа; от -0,1 до 4 МПа; от -0,1 до 10 МПа; от -0,1 до 40 МПа; абсолютное давление: от 0 до 0,1 МПа; от 0 до 0,2 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 10 МПа; от 0 до 40 МПа
Y2): ±(0,02+0,065-TD) %
1
2
3
от -200 до 850 °С (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
ТМТ82
Л7): ±(0,0015 % (от диапазона измерений) + 0,001 % (от измеренного значения)) °С
ТМТ181
Л7): ±(0,0015 % (от максимального диапазона измерений) + 0,005 % (от настроенного диапазона измерений)) °С
от -50 до 150 °С;
от -50 до 200 (при использовании удлинительной шейки у TMR31)
TMR31
Л7): ±(0,0015 % (от диапазона измереннй+200) + 0,005 % (от интервала измерений)) °С
от 4 до 20 мА или протокол HART;
от -200 до 850 °С (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
БАЗИС-БАРС
Y8): ±0,1 %
от 4 до 20 мА;
от -200 до 850 °С (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
МАСХ
Y9): ±0,01 %
от 4 до 20 мА или протокол HART;
от -200 до 850 °С (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
КА50ХХЕх, КА51ХХЕх
Y8): ±0,06 %; Y10), 11): ±0,05 %
от 4 до 20 мА
УВП-280
Л12): ±0,005 мА
от -200 до 850 °С (номинальная статическая характеристика Pt 100 по ГОСТ 6651-2009)
Л13): ±0,025 °С
1
2
3
1) Указан максимальный диапазон измерений. Конкретный диапазон измерений указывается в формуляре ИС.
2) Пределы допускаемой дополнительной приведенной к диапазону измерений погрешности, вызванной отклонением температуры окружающей среды от нормальных условий на каждые 28 °С. Конкретное значение указывается в формуляре ИС.
3) Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, вызванной отклонением преобразователя от рабочего положения свыше 5° до 90° включительно.
4) Для преобразователей давления с гигиеническим присоединением к процессу и с выходными сигналами HART и от 4 до 20 мА.
5) Для преобразователей давления с выходным сигналом от 4 до 20 мА.
6) Для преобразователей давления с выходным сигналом HART.
7) Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, вызванной отклонением температуры окружающей среды от нормальных условий на каждый 1 °С.
8) Пределы допускаемой дополнительной приведенной к диапазону измерений погрешности, вызванной отклонением температуры окружающей среды от нормальных условий на каждые 10 °С.
9) Пределы допускаемой дополнительной приведенной к диапазону выходного сигнала погрешности, вызванной отклонением температуры окружающей среды от нормальных условий на каждый 1 °С.
10) Пределы допускаемой дополнительной погрешности преобразования, вызванные изменением сопротивления нагрузки токового выхода от его номинального значения до любого в пределах допустимого диапазона сопротивлений нагрузки (при номинальном напряжении питания).
11) Пределы допускаемой дополнительной погрешности преобразования, вызванные воздействием повышенной влажности 95 % при температуре 35 °С без конденсации влаги.
12) Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности преобразования токовых сигналов в цифровое значение измеряемого параметра от влияния температуры окружающей среды на каждые 10 °С.
13) Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности преобразования сигналов от термопреобразователей сопротивления в цифровое значение температуры от влияния температуры окружающей среды на каждые 10 °С.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационных документов типографским способом.
Комплектность
Таблица 10 - Комплектность ИС
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерительная
EMS-20
1 шт.
Формуляр
—
1 экз.
Руководство по эксплуатации
—
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 2 «Описание и работа» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
РСМЛ.421451.001 ТУ Системы измерительные EMS-20. Технические условия
[category] =>
[brand] => Фирма "Endress+Hauser GmbH + Co. KG", Германия
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года.
При наличии в составе систем термопреобразователей сопротивления платиновых TM, TMR модели TMR31 (рег. № 55540-13) и/или термопреобразователей сопротивления платиновых серий TR, TS, TST, TPR, TSM, TET моделей TR10, TR11, TR12, TR88, TST310 (рег. № 68002-17), и/или преобразователей измерительных серии iTEMP TMT модели ТМТ 181 (рег. № 57947-19), 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации пожаротушения "Шнейдер Электрик"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83974-21
[name] => Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации пожаротушения "Шнейдер Электрик"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "СпецэнергоПромКомплект" (ООО "СПК"), г. Москва
[preview_text] => Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации пожаротушения «Шнейдер Электрик» (далее - комплексы) предназначены для измерения и контроля параметров систем управления пожаротушением и пожарной сигнализации различных объектов, управления положением или состоянием исполнительных механизмов, путем измерения и генерации силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА и измерения электрического сопротивления от первичных измерительных преобразователей (ПИП).
[page_header] => Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации пожаротушения "Шнейдер Электрик"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83974-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83974-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83974-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83974-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83974-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации пожаротушения «Шнейдер Электрик» (далее - комплексы) предназначены для измерения и контроля параметров систем управления пожаротушением и пожарной сигнализации различных объектов, управления положением или состоянием исполнительных механизмов, путем измерения и генерации силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА и измерения электрического сопротивления от первичных измерительных преобразователей (ПИП).
Описание
Принцип действия комплексов основан на приеме и преобразовании сигналов, поступающих от ПИП, с последующим вычислением, обработкой и архивированием значений параметров технологических процессов.
Комплексы предусматривают возможность:
- измерения, контроля технологических параметров и анализа пожарной обстановки;
- приема и обработка информации о техническом состоянии оборудования и соединительных линий комплекса;
- управления оборудованием пожаротушения и пожарными извещателями;
- отключения и восстановления режима автоматического пожаротушения;
- связи с другими системами;
- приема и исполнения команд оператора;
- сохранения настроек при отказе и отключении электропитания..
Комплексы являются проектно-компонуемым изделием. В зависимости от исполнения, в состав комплекса входит следующее типовое оборудование:
1) первичные измерительные преобразователи технологических параметров в сигналы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА или в электрическое сопротивление (в диапазоне от 30 до 180 Ом);
2) промежуточные измерительные преобразователи, осуществляющие нормализацию сигналов и гальваническую развязку цепей первичных измерительных преобразователей (исполнительных устройств) и входных цепей аналоговых модулей ввода/вывода;
3) аналоговые модули ввода/вывода, производящие аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразования. Модули предназначены для совместной работы по внешней шине с контроллерами программируемыми логическими Modicon Quantum, Modicon M340 и Modicon M580.
Измерительные каналы (ИК) комплексов строятся на базе программируемых логических контроллеров и по составу разделяются на 5 видов.
Измерительный канал вида 1 имеет структуру: первичный измерительный преобразователь с выходным сигналом постоянного тока стандартного диапазона от 4 до 20 мА - промежуточный измерительный преобразователь с гальванической развязкой - модуль
ввода аналоговых сигналов. Основные метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей утвержденных типов приведены в таблице 1. Перечень возможных промежуточных измерительных преобразователей приведен в таблице 2. Перечень возможных модулей ввода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
Измерительный канал вида 2 имеет структуру: первичный измерительный
преобразователь с выходным сигналом постоянного тока стандартного диапазона от 4 до 20 мА - модуль ввода аналоговых сигналов. Основные метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей приведены в таблице 1. Перечень возможных модулей ввода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
Измерительный канал вида 3 имеет структуру: первичный измерительный
преобразователь температуры, представляющий собой термопреобразователь сопротивления -промежуточный измерительный преобразователь с гальванической развязкой - модуль ввода аналоговых сигналов. Основные метрологические характеристики ПИП температуры приведены в таблице 1. Перечень возможных промежуточных измерительных преобразователей приведен в таблице 2. Перечень возможных модулей ввода аналоговых сигналов приведен в таблице 3.
Измерительный канал вида 4 имеет структуру: модуль вывода аналоговых сигналов -промежуточный измерительный преобразователь с гальванической развязкой. Перечень возможных промежуточных измерительных преобразователей приведен в таблице 2. Перечень возможных модулей вывода аналоговых сигналов приведен в таблице 4.
Измерительный канал вида 5 состоит только из модуля вывода аналоговых сигналов. Перечень возможных модулей вывода аналоговых сигналов приведен в таблице 4.
Таблица 1 - Метрологические характеристики первичных измерительных
преобразователей
Функциональное назначение первичного измерительного преобразователя
Пределы допускаемой приведенной погрешности, % от диапазона измерений
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
ПИП избыточного давления жидких сред, за
исключением нефти/нефтепродукта
±0,2
-
ПИП избыточного давления/разрежения газа
±0,4
-
ПИП перепада давления жидких сред вспомогательных систем
±0,4
-
ПИП силы тока, напряжения, мощности
±1,0
-
ПИП уровня загазованности атмосферы парами
углеводородов, % НКПРП*
±5,0
-
ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых
расходомеров, поверенных имитационным
(беспроливным) методом
±1,0
-
ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых
расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном
±0,5
-
Продолжение таблицы 1
Функциональное назначение первичного измерительного преобразователя
Пределы допускаемой приведенной погрешности, % от диапазона измерений
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых
расходомеров, поверенных имитационным
(беспроливным) методом
±0,5
-
ПИП измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых
расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном
±0,3
-
ПИП уровня жидкости во вспомогательных емкостях
-
±10,0 мм
ПИП температуры других сред
-
±2,0 °С
* НКПРП - Нижний концентрационный предел распространения пламени
Таблица 2 - Промежуточные измерительные преобразователи
Наименование средства измерений
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
Преобразователи измерительные IM, IMS, MK
49765-12
Преобразователи измерительные IMX12, исп. IMX12-AI,
IMX12-AO, IMX12-TI
65278-16
Преобразователи измерительные MACX
68653-17
Преобразователи измерительные MACX MCR
82253-21
Преобразователи измерительные S, K, H
65857-16
Преобразователи измерительные ввода вывода ACT20X
60310-15
Таблица 3 - Модули ввода аналоговых сигналов
Тип модуля
Наименование средства измерений
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
BMXAMI0810RU
Модули аналоговые серии BMX-... -RU
71109-18
BMXAMI0410RU
BMXAMI0810
Модули аналоговые серии BMX, BME, РМЕ
67370-17
BMXAMI0410
140ACI03000
Модули аналоговые серии Modicon
18649-09
140AVI03000
140ACI04000
Таблица 4 - Модули вывода аналоговых сигналов
Тип модуля
Наименование СИ
Регистрационный номер
BMXAMO0410RU
Модули аналоговые серии BMX-... -RU
71109-18
BMXAMO0410
Модули аналоговые серии BMX, BME, РМЕ
67370-17
140ACO02000
Модули аналоговые серии Modicon
18649-09
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской (серийный) номер, идентифицирующий каждый экземпляр средства измерений, наносится на металлическую табличку с помощью металлографии или гравировки, табличка с наименованием комплекса и серийным номером наклеена на обратной стороне дверцы шкафа, в верхней части. Номер имеет цифровое обозначение, состоящее из сочетания арабских цифр.
Общий вид шкафов комплекса приведен на рисунке 1.
механические замки
Рисунок 1 - Общий вид шкафов комплекса
Пломбирование комплексов не предусмотрено. Механическая защита комплексов основана на использовании встроенного механического замка на дверях шкафов, в которых монтируются компоненты комплексов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение комплексов (далее - ПО «ПТК МПСА ПТ «Шнейдер Электрик») разделено на 2 группы - встроенное ПО контроллеров ПТК МПСА «Шнейдер Электрик» и внешнее, устанавливаемое на персональный компьютер, - ПО «OPC Factory Server» или ПО «Proficy iFix OPC Client» или ПО «MBE Driver» или ПО «Alpha.Server».
Выбор внешнего ПО зависит от вида измерительного канала.
ПО «OPC Factory Server» - программа, представляющая собой сервер данных, полученных с контроллера, и предоставляющая их клиентам по ОРС-стандарту.
ПО «Proficy iFix OPC Client» - программа, представляющая собой сервер данных, полученных с контроллера, и предоставляющая их клиентам (в т.ч. по ОРС-стандарту).
ПО «MBE Driver» - программа, представляющая собой сервер данных, полученных с контроллера, и предоставляющая их клиентам (в т.ч. по ОРС-стандарту).
ПО «Alpha.Server» - программа, представляющая собой сервер данных, полученных с контроллера, и предоставляющая их клиентам (в т.ч. по ОРС-стандарту).
Встроенное ПО контроллера ПТК МПСА «Шнейдер Электрик» устанавливается в энергонезависимою память контроллеров в производственном цикле на заводе-изготовителе. Текущие значения идентификационных признаков конкретного экземпляра контроллера устанавливается в процессе первичной поверки комплекса.
Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Идентификационные данные внешнего программного обеспечения
ПО «ПТК МПСА ПТ «Шнейдер Электрик»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Значение
Значение
Значение
Наименование программного обеспечения
ПО «OPC Factory Server»
ПО «Proficy iFix OPC Client»
ПО «MBE Driver»
ПО «AlphaServer»
Идентификационное наименование ПО
OPC Factory Server - [Server Status]
Proficy iFix OPC Client
MBE I/O Server
AlphaServer
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения
не ниже V3.60.3108.0
не ниже v7.46g
не ниже v7.46d
не ниже
4.12.1.29174
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)
-
-
-
-
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
-
-
-
-
ПО «ПТК МПСА ПТ «Шнейдер Электрик», предназначенное для управления работой модулей и предоставления измерительной информации по стандартным протоколам, не влияет на метрологические характеристики средства измерений (метрологические характеристики комплекса нормированы с учетом ПО). Программная защита ПО
и результатов измерений реализована на основе системы паролей и разграничения прав доступа. Механическая защита ПО основана на использовании встроенного механического замка на дверях шкафов, в которых монтируются компоненты каналов.
Уровень защиты ПО «ПТК МПСА НПС «Шнейдер Электрик» «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 6 - Метрологические характеристики входных измерительных каналов
комплексов с учетом погрешности первичных измерительных преобразователей
Наименование характеристики
Пределы допускаемой погрешности измерений
- канал измерения избыточного давления жидких сред, за исключением нефти/нефтепродукта
±0,3 % от диапазона (прив.)
- канал измерения избыточного давления/разрежения газа
±0,6 % от диапазона (прив.)
- канал измерения перепада давления жидких сред вспомогательных систем
±0,6 % от диапазона (прив.)
- канал измерения силы тока, напряжения, мощности
±1,5 % от диапазона (прив.)
- канал измерения загазованности атмосферы парами углеводородов, % НКПРП*
±7,5 % от диапазона (прив.)
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным (беспроливным) методом
±1,5 % от диапазона (прив.)
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном
±0,75 % от диапазона (прив.)
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных имитационным (беспроливным) методом
±0,75 % от диапазона (прив.)
- канал измерения расхода при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров, поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном
±0,45 % от диапазона (прив.)
- канал измерения уровня жидкости во вспомогательных емкостях
±15 мм (абс.)
- канал измерения температуры других сред
±3,0 °С (абс.)
* НКПРП - Нижний концентрационный предел распространения пламени
Таблица 7 - Метрологические характеристики выходных измерительных каналов
комплексов типа «4-20 мА униполярный»:
Наименование характеристики
Пределы допускаемой погрешности измерений
- канал цифро-аналогового преобразования силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА
±0,25 % от диапазона (прив.)
Таблица 8 - Основные технические характеристики комплексов
Наименование характеристики
Значение
Диапазоны измерения физических величин:
- избыточного давления, МПа
от 0 до 16
- разрежения, МПа
от 0 до 0,1
- перепада давления, МПа
от 0 до 4
- температуры, °C
от минус 50 до +200
- уровня, мм
от 400 до 23000
- загазованности, % ННКРП
от 0 до 100
- силы тока, потребляемого нагрузкой, А
от 0 до 5
- напряжения нагрузки, В
от 0 до 380
- сопротивления, Ом
от 30 до 180
- силы тока, мА
от 4 до 20
Рабочие условия эксплуатации первичных измерительных преобразователей:
- температура окружающего воздуха, °С
от -40 до +60
- относительная влажность при температуре +3 0 °С, %
от 30 до 95 без конденсации влаги
- атмосферное давление, кПа
от 84 до 107
Рабочие условия эксплуатации промежуточных измерительных преобразователей и модулей ввода/вывода:
- температура окружающего воздуха, °С
от 0 до +40
- относительная влажность при температуре +30 °С, %
от 30 до 80 без конденсации влаги
- атмосферное давление, кПа
от 84 до 107
Параметры электропитания от сети переменного тока:
- напряжение, В
от 187 до 264
- частота, Гц
50±0,4
Потребляемая мощность одного шкафа, не более, ВА
500
Назначенный срок службы, лет
20
Масса одного шкафа, не более, кг
320
Габаритные размеры одного шкафа, не более, мм
2000х1200х600
Максимальное количество ИК для одного шкафа
176
Знак утверждения типа
наносится на табличку шкафа и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Таблица 9 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество (шт.)
Комплекс программно-технический микропроцессорной системы автоматизации пожаротушения «Шнейдер Электрик":
-
первичные измерительные преобразователи (тип и количество в соответствии с заказом)
-
модули измерительные:
модуль ввода аналоговых сигналов
BMXAMI0810
(по заказу);
-
модуль вывода аналоговых сигналов
BMXAMO0410
-
(по заказу);
модуль ввода аналоговых сигналов
BMXAMI0810RU
(по заказу);
-
количество в
модуль вывода аналоговых сигналов
BMXAMO0410RU
-
соответстви и с заказом
(по заказу);
модуль ввода аналоговых сигналов
серии Modicon 140ACI03000, 140AVI03000,
140ACI04000 (по заказу);
-
модуль вывода аналоговых сигналов
серии Modicon 140ACO02000 (по заказу) Преобразователи измерительные IM, IMS, MK
-
(по заказу);
Преобразователи измерительные IMX12, исп.
-
IMX12-AI, IMX12-AO, IMX12-TI
-
(по заказу);
Преобразователи измерительные MACX
-
(по заказу);
Преобразователи измерительные S, K, H (по заказу)
-
Комплект ЗИП
-
1
Комплект эксплуатационных документов:
Руководство по эксплуатации
ВЛТЦ.437130.008.РЭ
1
Формуляр
4371-021-45857235-2021 ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в п. 2.5 «Использование МПСА МНС+ПНС» Руководства по эксплуатации
ВЛТЦ.437130.008.РЭ
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 01 октября 2018 г. № 2091 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного тока в диапазоне от 1-10-16 до 100 А».
Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 года № 3456 «Об утверждении
государственной поверочной схемы для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока».
ТУ 4371-021-45857235-2014 «Программно-технические комплексы
микропроцессорных систем автоматизации пожаротушения «Шнейдер Электрик». Технические условия».
[category] =>
[brand] => ООО "СпецэнергоПромКомплект", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 6 АО "ЕВРАЗ ЗСМК"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83988-21
[name] => Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 6 АО "ЕВРАЗ ЗСМК"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ЕвразТехника" (ООО "ЕвразТехника"), г. Москва
[preview_text] => Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 6 АО «ЕВРАЗ ЗСМК» (далее - ИС АСУТП) предназначена для измерений объемного расхода газа и воздуха, давления газа и воздуха, температуры газа и воздуха, разрежения газа, влажности газа, контроля технологических параметров, их отображения и хранения, диагностики состояния оборудования, формирования сигналов управления и регулирования, формирования сигналов предупредительной и аварийной сигнализации.
[page_header] => Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 6 АО "ЕВРАЗ ЗСМК"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83988-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83988-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83988-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83988-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83988-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 6 АО «ЕВРАЗ ЗСМК» (далее - ИС АСУТП) предназначена для измерений объемного расхода газа и воздуха, давления газа и воздуха, температуры газа и воздуха, разрежения газа, влажности газа, контроля технологических параметров, их отображения и хранения, диагностики состояния оборудования, формирования сигналов управления и регулирования, формирования сигналов предупредительной и аварийной сигнализации.
Описание
ИС АСУТП является средством измерений единичного производства.
ИС АСУТП представляет собой многофункциональную трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
- 1-й уровень включает в себя измерительные модули ввода 6ES7 331-7КР02-0АВ0 из состава контроллера программируемого (PLC) Simatic S7-300, образующие измерительные каналы (ИК). По типу входного сигнала ИК разделяют на ИК измерения унифицированного сигнала постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА и ИК сигнала с термопар по ГОСТ Р 8.585-2001.
- 2-й уровень включает в себя процессорные модули сбора и обработки данных (CPU) CPU315- 2PN/DP.
- 3-й уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК),
состоящий из: серверов сбора и обработки данных, серверов визуализации технологического процесса автоматизированных рабочих мест, устройств сетевой коммуникации.
Принцип действия ИС АСУТП основан на непрерывном измерении унифицированных сигналов 4-20 мА и сигналов с термопар, их обработки, визуализации и выдачи управляющих сигналов.
Первичные измерительные преобразователи (далее - ПИП, не входят в состав ИС АСУТП) преобразуют текущие значения параметров технологических процессов в унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА и/или сигналы по ГОСТ Р 8.585-2001.
ИС АСУТП осуществляет прием измерительных сигналов технологического процесса следующим образом:
- аналоговые электрические сигналы от ПИП поступают на входы измерительных модулей аналогового ввода. Модули осуществляет аналого-цифровое преобразование в цифровой код;
- CPU циклически опрашивает модули аналогового ввода, производит сбор и обработку данных в цифровом виде, осуществляет преобразование измеренных значений сигналов в значения физических величин;
- далее информация о значениях физических параметров технологического процесса в неизменном виде поступает на ИВК, где регистрируется в базах данных серверов и отображается на мнемосхемах, гистограммах и трендах в единицах физических величин.
ИС АСУТП обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматизированное измерение, регистрация, обработка, контроль, хранение и отображение параметров технологического процесса;
- предупредительная и аварийная сигнализация при выходе параметров технологического процесса за установленные границы и при обнаружении неисправности в работе оборудования;
- управление технологическим процессом в реальном масштабе времени;
- самодиагностика;
- автоматическое составление отчетов и рабочих (режимных) листов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения установленных параметров;
- ведение журнала событий технических и программных средств;
- обеспечение единого времени компонентов системы.
ИК ИС АСУТП имеют простую структуру, которая позволяет реализовать прямой метод измерений путем последовательных измерительных преобразований. Структурная схема ИС АСУТП приведена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Структурная схема ИС АСУТП
Все компоненты ИС АСУТП размещаются в специализированных запираемых шкафах, размещенных в специальных помещениях, имеющие ограничение доступа.
Пломбирование ИС АСУТП не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Программное обеспечение
ИС работает под управлением программного обеспечения (ПО) состоящего из следующих компонентов:
- Simatic WinCC 7 и разработанного на его основе программного проекта автоматизации «Roller_Pechi». ПО SCADA (метрологически значимая часть ПО ИС) выполняет функцию отображения результатов измерений технологических параметров, сообщений, мнемосхем, основных параметров технологического процесса, сигналов сигнализации, а также передачи управляющих воздействий от оператора;
- STEP7 v. 5 и разработанного на его основе программного проекта автоматизации «Rolik_pech6». ПО контроллера Simatic S7-300 (метрологически значимая часть ПО ИС) осуществляет автоматизированный сбор, передачу, обработку измерительной информации, обеспечивает работу блокировок, предупредительной и аварийной сигнализации.
Защита от несанкционированного изменения параметров настроек измерительных каналов, алгоритмов измерений, преобразования и вычисления параметров метрологически значимой части ПО обеспечивается системой паролирования доступа к интерфейсу ПО. Идентификационные данные ПО ИС приведены в таблице 1.
Таблица 1- Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Проект контроллера PLC: «Rolik_pech6»
Проект WinCC подсистемы визуализации: «Roller_Pechi»
Номер версии (идентификационный номер ПО)
—
Цифровой идентификатор ПО
Для файла конфигурации проекта PLC «Rolik_pech6»: Rolik_pech6\ombstx\offline\00000001\BAUSTEIN.DBT 9b1c87c482670aab802c69d989b00b25
Rolik_pech6\ombstx\offline\00000001\SUBBLK.DBT a8704bda73457d95ee9a7ff8c316ceaa
Для файла конфигурации проекта WinCC «Roller_Pechi»: Roller_Pechi\Roller_Pechi.mcp 12171660e5769bac2df8bdcf2be 1 fa5b
Roller_Pechi\Roller_Pechi.mdf 0f463a7ff98c12d470a9818ed483100a
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО контроллера. Уровень защиты ПО контроллера и ПО ИВК от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по классификации Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические характеристики приведены в таблице 2, технические характеристики приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики измерительных каналов
Измеряемые физические величины
Тип сигнала
Модуль ввода
Контроллер
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
Объемный расход газа и воздуха, давление газа и воздуха, температура газа и воздуха, разрежение газа, влажность газа
AI, от 4 до 20 мА
6ES7 331-7KF02-0AB0 рег. № 15772-11
Simatic S7-300 CPU315-2PN/DP, рег. № 15772-11
±(07y(XmaX-Xminy
Температура газа
AI, по ГОСТ Р 8.585-2001
6ES7 331-7KF02-0AB0 рег. № 15772-11
Simatic S7-300 CPU315-2PN/DP, рег. № 15772-11
±(1iy(XmaX-Xminy
Примечание- Xmax и Xmin - максимальное и минимальное значение диапазона измеряемой физической величины; * - абсолютная погрешность в единице измерения, соответствующая измеряемой физической величине.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИС АСУТП
Наименования характеристики
Значение
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц - напряжение постоянного тока, В
220±22 50±0,4 24±2,4
Параметры сигналов с измерительных преобразователей: - электрический ток (по ГОСТ 26.011-80), мА - сигналы термопар
от 4 до 20 по ГОСТ Р 8.585-2001
Климатические условия эксплуатации
определены документацией компонентов
Надежность применяемых в ИС АСУТП компонентов
определены документацией компонентов
Средний срок службы, лет, не менее
8
ПО ИС АСУТП поддерживает синхронизацию с сервером точного времени, обеспечивая привязку времени полученных данных к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC (SU) с погрешностью в пределах ±3 с.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
1
2
3
Модуль аналогового ввода
6ES7 331-7КР02-0АВ0
6 шт.
Продолжение таблицы 4
1
2
3
Контроллер программируемый
Simatic S7-300
CPU 315- 2PN/DP
1 шт.
Компьютер промышленного исполнения
OS1, OS2
2 шт.
ООО «ЕвразТехника». ОА «ЕВРАЗ ЗСМК».
Сталепрокатное производство. Модернизация роликовых печей №3, 4, 6 участка термообработки. Инструкция по эксплуатации для технологического персонала.
РИЦ307.00-ИЭ.01
1 экз.
ООО «ЕвразТехника». ОА «ЕВРАЗ ЗСМК».
Сталепрокатное производство. Модернизация роликовых печей №3, 4, 6 участка термообработки. Инструкция по эксплуатации для обслуживающего персонала.
РИЦ307.00-ИЭ.02
1 экз.
ООО «ЕвразТехника». ОА «ЕВРАЗ ЗСМК».
Сталепрокатное производство. Модернизация роликовых печей №3, 4, 6 участка термообработки. Описание программного обеспечения.
РИЦ307.00-ПА
1 экз.
ООО «ЕвразТехника». ОА «ЕВРАЗ ЗСМК».
Сталепрокатное производство. Модернизация роликовых печей №3, 4, 6 участка термообработки. Описание информационного обеспечения.
РИЦ307.00-П5
1 экз.
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 6 АО «ЕВРАЗ ЗСМК». Паспорт.
РИЦ307.06-2021.ПС
1 экз.
Сведения о методах измеренийНормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия
[category] =>
[brand] => ООО "ЕвразТехника", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => РИЦ307.06
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Установка для контроля толщины диэлектрических и полупроводниковых слоев
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83973-21
[name] => Установка для контроля толщины диэлектрических и полупроводниковых слоев
[model] => Opti Probe 7341 XP
[brand_full] => KLA Tencor, США
[preview_text] => Установка для контроля толщины диэлектрических и полупроводниковых слоев Opti Probe 7341 XP (далее по тексту - установка) предназначена для автоматизированного измерений толщин полупрозрачных пленок (полупроводниковые, диэлектрические, электрооптические, SOI или SOS материалы; оптические антиотражающие покрытия; тонкие металлы; материалы планарных волноводов; стекло с покрытием) на пластинах диаметром 200 мм.
[page_header] => Установка для контроля толщины диэлектрических и полупроводниковых слоев Opti Probe 7341 XP
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83973-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83973-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83973-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83973-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83973-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83973-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83973-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Установка для контроля толщины диэлектрических и полупроводниковых слоев Opti Probe 7341 XP (далее по тексту - установка) предназначена для автоматизированного измерений толщин полупрозрачных пленок (полупроводниковые, диэлектрические, электрооптические, SOI или SOS материалы; оптические антиотражающие покрытия; тонкие металлы; материалы планарных волноводов; стекло с покрытием) на пластинах диаметром 200 мм.
Описание
Принцип действия установки основан на реализации нескольких оптических методов измерений толщины диэлектрических и полупроводниковых слоев:
BPR- Beam Profile Reflectometry. В этом методе проводят измерения толщин при помощи определения интенсивности света, отраженного от пластины с пленкой, как функцию от угла падения света на пластину и от длины волны света. Для освещения пластины используется микрообъектив, который формирует конус лучей, зондирующих пластину с пленкой под различными углами в широком диапазоне, более 60°. Размер области зондирования варьируется от 10*10 до 50*50 мкм2.
BPE- Beam Profile Ellipsometry. В этом методе проводят измерения толщин при помощи определения отношения амплитуд для р- и s-компонент поляризованного света, отраженного от пластины с пленкой, как функцию от угла падения света на пластину. Также как в методе BRP для освещения пластины используется микрообъектив, который формирует конус лучей, зондирующих пластину с пленкой под различными углами.
VAS- Visible Array Spectrometry. В этом методе проводят измерения толщин при помощи определения интенсивности света, отраженного от пластины с пленкой, как функцию длины волны света в видимом диапазоне длин волн (от 400 до 780 нм). Из-за интерференции света, возникающей при многократном отражении света от пластины и пленки, интенсивность отраженного света будет зависеть от его длины волны и от толщины пленки. Используется для измерений толщин толстых пленок и пленок с большим коэффициентом преломления. Он также используется совместно с BPR, как вспомогательный метод. Для проведения измерений толщины используется микрообъектив для уменьшения области зондирования пластины.
BB- Broadband Spectrometry. В этом методе проводят измерения толщин при помощи определения интенсивности света, отраженного от пластины с пленкой, как функцию длины волны света в широком диапазоне длин волн от 190 до 780 нм. Также как в методе VAS из-за интерференции света, возникающей при многократном отражении света от пластины и пленки, интенсивность отраженного света будет зависеть от его длины волны и от толщины пленки. Для проведения измерений толщины используется микрообъектив для уменьшения области зондирования пластины.
SE- Spectroscopic Ellipsometry. В этом методе проводят измерения толщин при помощи определения отношения амплитуд для р- и 5-компонент поляризованного света, отраженного от пластины с пленкой, для излучения разной длины волны из диапазона от 190 до 840 нм. Для уменьшения области зондирования до 50*50 мкм2 используются микрообъективы в осветительном и приемном плечах прибора;
AE- Absolute Ellipsometry. В этом методе проводят измерения толщин при помощи определения отношения амплитуд для p- и 5-компонент поляризованного света, отраженного от пластины с пленкой, но на одной длине волны He-Ne лазера 632,8 нм. Угол падения света на образец составляет 65°. Для уменьшения области зондирования до 50*50 мкм2 используется микрообъективы в осветительном и приемном плечах прибора. Используется для измерения толщины тонких слоев, вплоть до толщин естественного окисла.
Установка состоит из измерительного модуля и SMIF-загрузчика для автоматического размещения измеряемых образцов пленок в измерительном модуле, микрообъективов.
Для предотвращения несанкционированного вмешательства в конструкцию изделия, установка пломбируется.
Общий вид, схема маркировки и схема пломбирования от несанкционированного доступа установки представлены на рисунках 1 и 2.
На установке имеется шильдик с указанием наименования прибора, страны изготовителя, заводского номера и года выпуска прибора. Шильдик находится на задней части установки. Знак утверждения типа наносится на корпус прибора методом наклеивания.
Рисунок 1 - Общий вид установки
Места пломбирования
а)
MACHINE SPECIFIC ADON
К1И1ГП
ЛУ.!М'Г
nrj>U<B
К4ЙУД
|mg7
EMI ИТЕ
rimm втптп
- Место нанесения заводского номера
Место нанесения знака утверждения типа
llllllll
inTiTj
llllllll
б)
Рисунок 2 - а) общий вид, схема пломбирования от несанкционированного доступа б) вид сверху, схема маркировки
Программное обеспечение
Управление процессом измерения в установке осуществляется с помощью специального программного обеспечения TFMS-XP. Программное обеспечение служит для настройки установки, проведения измерений, анализа и обработки полученных данных.
ПО имеет пользовательский интерфейс, ввод данных производится с помощью клавиатуры и мыши на стойке установки.
Программное обеспечение (ПО) имеет следующие идентификационные данные:
Таблица 1
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
TFMS-XP
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже V3.2R1 SR-2 HF20
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)
-
Программное обеспечение устанавливается в определенную директорию жесткого диска персонального компьютера. Несанкционированный доступ к программному обеспечению исключён посредством ограничения прав учетной записи пользователя, а также наличием пароля.
Установка обновленных версий ПО допускается только представителями предприятия - изготовителя с помощью специального оборудования.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений толщины, нм
от 20 до 800
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений толщины, нм:
- в диапазоне от 20 до 300 включ. нм;
- в диапазоне св. 300 до 800 включ. нм.
±2
±3
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон показаний толщины, нм
от 1 до 5000
Спектральный диапазон длин волн, нм
от 190 до 840
Пределы допускаемой случайной составляющей погрешности показаний толщины (Р=0,99) для однородных слоев на Si, нм: - в диапазоне от 1 до 10 нм включ.
- в диапазоне св. 10 до 50 нм включ.
- в диапазоне св. 50 до 500 нм включ.
0,02
0,03
0,05
Параметры электрической сети: - напряжение, В
- частота, Гц
220±10 50±5
Мощность, В^А
4900
Габаритные размеры, мм, не более
1420x1670x1790
Масса, кг, не более
1240
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность воздуха, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от +18 до +24 от 30 до 70 от 96 до 104
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист Руководства по эксплуатации и на корпус прибора методом наклеивания.
Комплектность
Таблица 4
Наименование
Обозначение
Количество, шт.
Установка контроля толщины диэлектрических и полупроводниковых слоев Opti Probe 7341 XP
заводской номер 734224
1 шт.
Кремниевые пластины диаметром 200 мм с SiO2 толщиной пленки, нм:
- 20;
- 300;
- 800.
-
1 шт.
1 шт.
1 шт.
SMIF-контейнер М200 - Е011
-
1 шт
Кассета КА198 - 80МВ - 47С02
-
1 шт
Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в руководстве по эксплуатации «Установка контроля толщины диэлектрических и
полупроводниковых слоев Opti-Probe 7341 XP» п. 7
Нормативные документы
Локальная поверочная схема средств измерений толщины покрытий в диапазоне
значений от 1 до 1000 нм, утвержденная ФГУП «ВНИИОФИ» 08.08.2019
[category] =>
[brand] => Фирма "KLA-Tencor Corporation", США
[country] => СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 734224
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Датчики сжатия рудничные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83972-21
[name] => Датчики сжатия рудничные
[model] => ДСР
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "СПбЭК-Майнинг", г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Датчики сжатия рудничные ДСР (далее - датчики) предназначены для измерений и преобразования воздействующей на датчик силы тяжести взвешиваемого объекта в аналоговый нормированный электрический измерительный и цифровой сигналы.
[page_header] => Датчики сжатия рудничные ДСР
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83972-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83972-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83972-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83972-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83972-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Датчики сжатия рудничные ДСР (далее - датчики) предназначены для измерений и преобразования воздействующей на датчик силы тяжести взвешиваемого объекта в аналоговый нормированный электрический измерительный и цифровой сигналы.
Описание
Принцип действия датчиков основан на изменении электрического сопротивления тензорезисторов, соединенных в мостовую схему, при их деформации, возникающей в местах наклейки тензорезисторов к упругому элементу датчика, под действием прилагаемой нагрузки. Изменение электрического сопротивления вызывает разбаланс мостовой схемы и появление в диагонали моста электрического сигнала, изменяющегося пропорционально нагрузке. Далее сигнал преобразуется в частоту и в цифровой формат. Цифровые данные передаются через интерфейс RS-485.
Датчики состоят из металлического корпуса цилиндрической формы (упругий элемент), жестко присоединенного к нему интерфейсного модуля, представляющего собой компаундированную электронную плату в прямоугольном металлическом корпусе, с постоянно присоединенным кабелем питания и измерения, тензорезисторов на клеевой основе, соединенных по полной мостовой электрической схеме, и элементов герметизации. Места наклейки тензорезисторов и расположения элементов термокомпенсации и нормирования в датчиках находятся во внутренней полости упругого элемента и защищены крышками и герметиком. Датчик может иметь цифровой RS-485 и аналоговый 5-15 Гц измерительные каналы или только цифровой RS-485 измерительный канал.
Модификации датчиков в части метрологических параметров отличаются пределами допускаемой погрешности и максимальной нагрузкой.
Датчики имеют обозначение ДСР-*-**-***, где:
ДСР - обозначение типа датчиков;
* - максимальная нагрузка, т (30, 50, 60);
* *- обозначение типа измерительного канала (обозначение 515 указывает на наличие аналогово 5-15 Гц и цифрового RS-485 измерительных каналов, обозначение 485 указывает на наличие только цифрового RS-485 измерительного канала);
* **- длина кабеля, м (в обозначение указывается от 1 до 99).
Пломбирование датчиков сжатия рудничных ДСР не предусмотрено.
Знак поверки на датчики не наносится.
Рисунок 1 - Общий вид датчика сжатия рудничного ДСР
В целях предотвращения несанкционированных вмешательств вход в программу настройки защищен административным паролем.
Маркировка датчиков производится на крышке, закрепленной на корпусе датчика, методом лазерной гравировки на которой нанесены (рисунок 2):
- единый знак обращения продукции на рынке государств - членов Евразийского экономического союза ЕАС;
- специальный знак Ex взрывобезопасности;
- степень защиты от внешних воздействий оболочки;
- номер сертификата соответствия;
- знак или наименование предприятия-изготовителя;
- полное обозначение датчика;
- маркировка взрывозащиты, искробезопасные параметры;
- заводской номер датчика по системе нумерации завода-изготовителя в цифровом формате;
- класс точности по ГОСТ 8.631-2013;
- обозначение по влажности по ГОСТ 8.631-2013;
- предельные значения температуры;
- параметры электрического питания;
- год и месяц изготовления датчика;
- знак утверждения типа.
037-00888-01
ДАТЧИК СЖАТИЯ РУДНИЧНЫЙ
МАННИНГ ДСР-30-Б1Б-10
ТЕМПЕРАТУРА....................-20°С S Та S +40“С
ВЗРЫВОЗАЩИТА......................РО Ex ia I Ma X
СЕРТИФИКАТ............ТС RU C-RU.HA65.B.00004
ВЫДАН ............................ ТЕХБЕЗОПАСНОСТЬ
МАРКИРОВКА ПО ГОСТ 8.631 -2013... D0.5 СН {-20/40
искробезопасные ] | s/N: ХХХХХХ / ХХХХХ ХХХХ |
ЭЛЕКТРОПИТАНИЕ
Ui = 20 В
U = 8... 20 В
Ci = 0 мкФ
RS485
Ui = 20 В
Ci = 0 мкФ
Li = 0 мкГн
Uo - 4,2 В
Io = 42 мА
Со = 5000 мкФ
Lo = 400 мГн
Р < 250 мВт Li = 0 мкГн 5... 15 Гц
Ui = 60 В
Ci = 0 мкФ
Li =0 мкГн
Н = 120 мА
Pi = 400 мВт
RS485 ■ ПИТАНИЕ 5-15 ГЦ
А: жёлтый I 12V: коричневый I +: розовый
В: зелёный | GND: белый | серый
ЕП(В@
Рисунок 2- Маркировка датчиков
Программное обеспечение
В датчиках используется встроенное в датчик и автономное программное обеспечение.
Встроенное программное обеспечение реализует следующие функции: сбор, обработку, передачу измерительной информации.
Автономное программное обеспечение реализует следующие функции: сбор, передачу, обработку, хранение и представление измерительной информации
Идентификация программы: номер версии встроенного и автономного программного обеспечения отображается на экране персонального компьютера в окне автономного программного обеспечения.
Защита встроенного и автономного программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует среднему уровню по Р 50.2.077-2014.
Влияние программного обеспечения на метрологические характеристики учтено при нормировании метрологических характеристик.
Таблица 1- Идентификационные данные (признаки) встроенного программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значения
Идентификационное наименование программного обеспечения
dsr
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения*
1.2
Цифровой идентификатор программного обеспечения
-
* Номер версии программного обеспечения должен быть не ниже указанного
Таблица 2 - Идентификационные данные (признаки) автономного программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значения
Идентификационное наименование программного обеспечения
DSR-Master
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения*
1.2
Цифровой идентификатор программного обеспечения
-
* Номер версии программного обеспечения должен быть не ниже указанного
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Класс точности по ГОСТ 8.631-2013
D
Максимальное число поверочных интервалов, nmax = Еmax Zv
500
Максимальная нагрузка, Emax, т
30, 50, 60
Минимальный поверочный интервал, Vmin, кг
Emax/1000
Минимальная нагрузка, Emin, кг
1
Доля от пределов допускаемой погрешности весов, plc
0,7
Значение поверочного интервала V, кг
EmaxZ Птах
Диапазон выходного аналогового сигнала, Г ц
от 5 до 15
Предельные значения температуры, °С
от -20 до +40
Обозначение по влажности
СН
Таблица 4 - Пределы допускаемых погрешностей
Интервалы измерений
Пределы допускаемой погрешности mpe
от Emin до 50v включ.
±0,35v
св. 50v до 200v включ.
±0,70v
св. 200v до 500v включ.
±1,05v
Таблица 5 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры (длина; ширина; высота), мм, не более
266; 156; 140
Масса, кг, не более
13,5
Номинальное напряжение питания постоянного тока, В
12
Средний срок службы, лет
10
Вероятность безотказной работы за 2000 ч
0,9
Маркировка взрывозащиты
РО Ex ia I Ma X
Знак утверждения типа
типографским способом на титульный лист паспорта и методом лазерной гравировки на крышку датчика.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность датчиков сжатия рудничных ДСР
Наименование
Обозначение
Количество
Датчик сжатия рудничный
ДСР
1 шт.
Паспорт
8М.О82.ООО.ООО.ОООПС
1 экз.
Руководство по эксплуатации
SM.082.000.000.000РЭ
1 экз. на 10 шт. изделий
Программное обеспечение DSR-Master
SM.082.000.000.000 ПК
По отдельному запросу поставляется на USB-носителе
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 2 «Использование по назначению» документа SM.082.000.000.000РЭ «Датчики сжатия рудничные ДСР. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29 декабря 2018 г. № 2818 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы, утвержденная»;
ГОСТ 8.631-2013 ГСИ. Датчики весоизмерительные. Общие технические требования. Методы испытаний;
Технические условия. Датчик сжатия рудничный ДСР. SM.082.000.000.000ТУ.
[category] =>
[brand] => ООО "СПбЭК-Майнинг", г.С.-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 29
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 29
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 4 АО "ЕВРАЗ ЗСМК"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83987-21
[name] => Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 4 АО "ЕВРАЗ ЗСМК"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ЕвразТехника" (ООО "ЕвразТехника"), г. Москва
[preview_text] => Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 4 АО «ЕВРАЗ ЗСМК» (далее - ИС АСУТП) предназначена для измерений объемного расхода газа и воздуха, давления газа и воздуха, температуры газа и воздуха, разрежения газа, влажности газа, контроля технологических параметров, их отображения и хранения, диагностики состояния оборудования, формирования сигналов управления и регулирования, формирования сигналов предупредительной и аварийной сигнализации.
[page_header] => Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 4 АО "ЕВРАЗ ЗСМК"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83987-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83987-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83987-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83987-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83987-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 4 АО «ЕВРАЗ ЗСМК» (далее - ИС АСУТП) предназначена для измерений объемного расхода газа и воздуха, давления газа и воздуха, температуры газа и воздуха, разрежения газа, влажности газа, контроля технологических параметров, их отображения и хранения, диагностики состояния оборудования, формирования сигналов управления и регулирования, формирования сигналов предупредительной и аварийной сигнализации.
Описание
ИС АСУТП является средством измерений единичного производства.
ИС АСУТП представляет собой многофункциональную трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
- 1-й уровень включает в себя измерительные модули ввода 6ES7 331-7КР02-0АВ0 из состава контроллера программируемого (PLC) Simatic S7-300, образующие измерительные каналы (ИК). По типу входного сигнала ИК разделяют на ИК измерения унифицированного сигнала постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА и ИК сигнала с термопар по ГОСТ Р 8.585-2001.
- 2-й уровень включает в себя процессорные модули сбора и обработки данных (CPU) CPU315- 2PN/DP.
- 3-й уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК),
состоящий из: серверов сбора и обработки данных, серверов визуализации технологического процесса автоматизированных рабочих мест, устройств сетевой коммуникации.
Принцип действия ИС АСУТП основан на непрерывном измерении унифицированных сигналов 4-20 мА и сигналов с термопар, их обработки, визуализации и выдачи управляющих сигналов.
Первичные измерительные преобразователи (далее - ПИП, не входят в состав ИС АСУТП) преобразуют текущие значения параметров технологических процессов в унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА и/или сигналы по ГОСТ Р 8.585-2001.
ИС АСУТП осуществляет прием измерительных сигналов технологического процесса следующим образом:
- аналоговые электрические сигналы от ПИП поступают на входы измерительных модулей аналогового ввода. Модули осуществляет аналого-цифровое преобразование в цифровой код;
- CPU циклически опрашивает модули аналогового ввода, производит сбор и обработку данных в цифровом виде, осуществляет преобразование измеренных значений сигналов в значения физических величин;
- далее информация о значениях физических параметров технологического процесса в неизменном виде поступает на ИВК, где регистрируется в базах данных серверов и отображается на мнемосхемах, гистограммах и трендах в единицах физических величин.
ИС АСУТП обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматизированное измерение, регистрация, обработка, контроль, хранение и отображение параметров технологического процесса;
- предупредительная и аварийная сигнализация при выходе параметров технологического процесса за установленные границы и при обнаружении неисправности в работе оборудования;
- управление технологическим процессом в реальном масштабе времени;
- самодиагностика;
- автоматическое составление отчетов и рабочих (режимных) листов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения установленных параметров;
- ведение журнала событий технических и программных средств;
- обеспечение единого времени компонентов системы.
ИК ИС АСУТП имеют простую структуру, которая позволяет реализовать прямой метод измерений путем последовательных измерительных преобразований. Структурная схема ИС АСУТП приведена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Структурная схема ИС АСУТП
Все компоненты ИС АСУТП размещаются в специализированных запираемых шкафах, размещенных в специальных помещениях, имеющие ограничение доступа.
Пломбирование ИС АСУТП не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Программное обеспечение
ИС работает под управлением программного обеспечения (ПО) состоящего из следующих компонентов:
- Simatic WinCC 7 и разработанного на его основе программного проекта автоматизации «Roller_Pechi». ПО SCADA (метрологически значимая часть ПО ИС) выполняет функцию отображения результатов измерений технологических параметров, сообщений, мнемосхем, основных параметров технологического процесса, сигналов сигнализации, а также передачи управляющих воздействий от оператора;
- STEP7 v. 5 и разработанного на его основе программного проекта автоматизации «Rolik_pech4». ПО контроллера Simatic S7-300 (метрологически значимая часть ПО ИС) осуществляет автоматизированный сбор, передачу, обработку измерительной информации, обеспечивает работу блокировок, предупредительной и аварийной сигнализации.
Защита от несанкционированного изменения параметров настроек измерительных каналов, алгоритмов измерений, преобразования и вычисления параметров метрологически значимой части ПО обеспечивается системой паролирования доступа к интерфейсу ПО. Идентификационные данные ПО ИС приведены в таблице 1.
Таблица 1- Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Проект контроллера PLC: «Rolik_pech4»
Проект WinCC подсистемы визуализации: «Roller_Pechi»
Номер версии (идентификационный номер ПО)
—
Цифровой идентификатор ПО
Для файла конфигурации проекта PLC «Rolik_pech4»: Rolik_pech4\ombstx\offline\00000001\BAUSTEIN.DBT 3bf21 b7c777adcb 1 fc6354cd48878fac
Rolik_pech4\ombstx\offline\00000001\SUBBLK.DBT f9e18fa2ea148e6ad0385fee18b0a537
Для файла конфигурации проекта WinCC «Roller_Pechi»: Roller_Pechi\Roller_Pechi.mcp 12171660e5769bac2df8bdcf2be 1 fa5b
Roller_Pechi\Roller_Pechi.mdf 0f463a7ff98c12d470a9818ed483100a
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО контроллера. Уровень защиты ПО контроллера и ПО ИВК от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по классификации Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические характеристики приведены в таблице 2, технические характеристики приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики измерительных каналов
Измеряемые физические величины
Тип сигнала
Модуль ввода
Контроллер
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
Объемный расход газа и воздуха, давление газа и воздуха, температура газа и воздуха, разрежение газа, влажность газа
AI, от 4 до 20 мА
6ES7 331-7KF02-0AB0 рег. № 15772-11
Simatic S7-300 CPU315-2PN/DP, рег. № 15772-11
±(07y(XmaX-Xminy
Температура газа
AI, по ГОСТ Р 8.585-2001
6ES7 331-7KF02-0AB0 рег. № 15772-11
Simatic S7-300 CPU315-2PN/DP, рег. № 15772-11
±(1iy(XmaX-Xminy
Примечание- Xmax и Xmin - максимальное и минимальное значение диапазона измеряемой физической величины; * - абсолютная погрешность в единице измерения, соответствующая измеряемой физической величине.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИС АСУТП
Наименования характеристики
Значение
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц - напряжение постоянного тока, В
220±22 50±0,4 24±2,4
Параметры сигналов с измерительных преобразователей: - электрический ток (по ГОСТ 26.011-80), мА - сигналы термопар
от 4 до 20 по ГОСТ Р 8.585-2001
Климатические условия эксплуатации
определены документацией компонентов
Надежность применяемых в ИС АСУТП компонентов
определены документацией компонентов
Средний срок службы, лет, не менее
8
ПО ИС АСУТП поддерживает синхронизацию с сервером точного времени, обеспечивая привязку времени полученных данных к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC (SU) с погрешностью в пределах ±3 с.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
1
2
3
Модуль аналогового ввода
6ES7 331-7КР02-0АВ0
6 шт.
Продолжение таблицы 4
1
2
3
Контроллер программируемый
Simatic S7-300
CPU 315- 2PN/DP
1 шт.
Компьютер промышленного исполнения
OS1, OS2
2 шт.
ООО «ЕвразТехника». ОА «ЕВРАЗ ЗСМК».
Сталепрокатное производство. Модернизация роликовых печей №3, 4, 6 участка термообработки. Инструкция по эксплуатации для технологического персонала.
РИЦ307.00-ИЭ.01
1 экз.
ООО «ЕвразТехника». ОА «ЕВРАЗ ЗСМК».
Сталепрокатное производство. Модернизация роликовых печей №3, 4, 6 участка термообработки. Инструкция по эксплуатации для обслуживающего персонала.
РИЦ307.00-ИЭ.02
1 экз.
ООО «ЕвразТехника». ОА «ЕВРАЗ ЗСМК».
Сталепрокатное производство. Модернизация роликовых печей №3, 4, 6 участка термообработки. Описание программного обеспечения.
РИЦ307.00-ПА
1 экз.
ООО «ЕвразТехника». ОА «ЕВРАЗ ЗСМК».
Сталепрокатное производство. Модернизация роликовых печей №3, 4, 6 участка термообработки. Описание информационного обеспечения.
РИЦ307.00-П5
1 экз.
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 4 АО «ЕВРАЗ ЗСМК». Паспорт.
РИЦ307.04-2021.ПС
1 экз.
Сведения о методах измеренийНормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия
[category] =>
[brand] => ООО "ЕвразТехника", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => РИЦ307.04
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Комплексы аппаратно-программные с фото- и видеофиксацией
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83971-21
[name] => Комплексы аппаратно-программные с фото- и видеофиксацией
[model] => "ЭМКон"
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Оборудование безопасного города" (ООО "Оборудование безопасного города"), г. Воронеж
[preview_text] => Комплексы аппаратно-программные с фото- и видеофиксацией «ЭМКон» (далее - комплексы) предназначены для измерения в автоматическом режиме в неподвижном состоянии или в движении значений текущего времени, синхронизированных с национальной шкалой времени UTC(SU), измерения текущих навигационных параметров и определения на их основе координат комплексов.
[page_header] => Комплексы аппаратно-программные с фото- и видеофиксацией "ЭМКон"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83971-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83971-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83971-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83971-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83971-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83971-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Комплексы аппаратно-программные с фото- и видеофиксацией «ЭМКон» (далее - комплексы) предназначены для измерения в автоматическом режиме в неподвижном состоянии или в движении значений текущего времени, синхронизированных с национальной шкалой времени UTC(SU), измерения текущих навигационных параметров и определения на их основе координат комплексов.
Описание
Принцип действия комплексов при измерении значений текущего времени и координат основан на параллельном приеме и обработке сигналов навигационных космических аппаратов космических навигационных систем ГЛОНАСС/GPS с помощью приемника, входящего в состав комплекса, автоматической синхронизации шкалы времени комплекса с национальной шкалой времени UTC(SU) и записи текущего момента времени и координат в сохраняемые фото- и видеокадры, формируемые комплексом.
Комплексы конструктивно состоят из блока управления в специальном металлическом корпусе, монитора и двух камер блока фото- видеофиксации.
Комплектация комплексов предусматривает набор креплений для установки в автомобиле.
Общий вид, схема пломбировки от несанкционированного доступа и обозначение места нанесения знака утверждения типа комплексов представлены на рисунках 1 и 2.
Маркировка наносится на шильдик комплекса, расположенного на корпусе блока управления комплекса. Пример маркировки комплексов представлен на рисунке 3.
Рисунок 1 - Общий вид комплексов и обозначение места нанесения знака утверждения типа
Место пломбировки от несанкционированного доступа
Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа комплексов Знак поверки на комплексы не наносится.
Комплекс аппаратно-программный с фото- и видеофиксацией
[чр**] «ЭМКон»АНБЕ.402168.001 ТУ
дата выпуска
№ ЭМК21-001 20_г.
ООО «Оборудование безопасного города», 394036, г. Воронеж, ул. Карла Маркса, 53 тел. 8 (473) 255-50-07
Рисунок 3 - Пример маркировки комплексов
Программное обеспечение
Функционирование комплексов осуществляется под управлением специализированного программного обеспечения (ПО), метрологическая часть которого обеспечивает: определение координат комплексов и текущего времени.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ЭМКОН
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже SMC.2.0
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации внутренней шкалы времени комплексов с национальной шкалой времени UTC(SU), с
±1
Границы допускаемой погрешности (при доверительной вероятности 0,95 и геометрическом факторе PDOP < 3) определения координат в плане, м
±15
Границы допускаемой погрешности (при доверительной вероятности 0,95 и геометрическом факторе PDOP < 3) определения координат комплексов в плане в диапазоне скоростей от 0 до 110 км/ч, м
±15
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Напряжение питания комплексов (постоянный ток), В:
от 11 до 15
Потребляемая мощность комплексов, Вт, не более:
240
Рабочие условия применения комплексов:
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность при температуре 25 °С без конденсации влаги, %
от -20 до +55 до 80
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры составных частей комплексов, мм, не более: - блок управления
- длина
500
- ширина
500
- высота
300
- камера блока фото- видеофиксации
- длина
130
- ширина
80
- высота
80
- монитор
- длина
275
- ширина
185
- высота
40
Масса комплексов, кг, не более:
25
Знак утверждения типа
наносится на шильдик корпуса блока управления комплекса и на титульные листы формуляра и руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность комплексов
Наименование
Обозначение
Количество
1 Комплекс аппаратно-программный с фото- и видеофиксацией «ЭМКон» в составе:
-
1 шт.
1.1 Блок управления
-
1 шт.
1.2 Камера блока фото- видеофиксации
-
2 шт.
1.3 Монитор
-
1 шт.*
2 Набор креплений
-
1 компл.
3 Руководство по эксплуатации
АНБЕ.402168.001 РЭ
1 экз.
4 Формуляр
АНБЕ.402168.001 ФО
1 экз.
* - поставляется по дополнительной заявке
Сведения о методах измерений
изложены в разделе «Назначение изделия» документа АНБЕ.402168.001 РЭ «Комплекс аппаратно-программный с фото- и видеофиксацией «ЭМКон». Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
АНБЕ.402168.001 ТУ Комплекс аппаратно-программный с фото- и видеофиксацией «ЭМКон». Технические условия
[category] =>
[brand] => ООО "Оборудование безопасного города", г. Воронеж
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 224
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 224
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 03.04.2024
)
)
)
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 3 АО "ЕВРАЗ ЗСМК"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83986-21
[name] => Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 3 АО "ЕВРАЗ ЗСМК"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ЕвразТехника" (ООО "ЕвразТехника"), г. Москва
[preview_text] => Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 3 АО «ЕВРАЗ ЗСМК» (далее - ИС АСУТП) предназначена для измерений объемного расхода газа и воздуха, давления газа и воздуха, температуры газа и воздуха, разрежения газа, влажности газа, контроля технологических параметров, их отображения и хранения, диагностики состояния оборудования, формирования сигналов управления и регулирования, формирования сигналов предупредительной и аварийной сигнализации.
[page_header] => Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 3 АО "ЕВРАЗ ЗСМК"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83986-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83986-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83986-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83986-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 3 АО «ЕВРАЗ ЗСМК» (далее - ИС АСУТП) предназначена для измерений объемного расхода газа и воздуха, давления газа и воздуха, температуры газа и воздуха, разрежения газа, влажности газа, контроля технологических параметров, их отображения и хранения, диагностики состояния оборудования, формирования сигналов управления и регулирования, формирования сигналов предупредительной и аварийной сигнализации.
Описание
ИС АСУТП является средством измерений единичного производства.
ИС АСУТП представляет собой многофункциональную трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
- 1-й уровень включает в себя измерительные модули ввода 6ES7 331-7КР02-0АВ0 из состава контроллера программируемого (PLC) Simatic S7-300, образующие измерительные каналы (ИК). По типу входного сигнала ИК разделяют на ИК измерения унифицированного сигнала постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА и ИК сигнала с термопар по ГОСТ Р 8.585-2001.
- 2-й уровень включает в себя процессорные модули сбора и обработки данных (CPU) CPU315- 2PN/DP.
- 3-й уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК),
состоящий из: серверов сбора и обработки данных, серверов визуализации технологического процесса автоматизированных рабочих мест, устройств сетевой коммуникации.
Принцип действия ИС АСУТП основан на непрерывном измерении унифицированных сигналов 4-20 мА и сигналов с термопар, их обработки, визуализации и выдачи управляющих сигналов.
Первичные измерительные преобразователи (далее - ПИП, не входят в состав ИС АСУТП) преобразуют текущие значения параметров технологических процессов в унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА и/или сигналы по ГОСТ Р 8.585-2001.
ИС АСУТП осуществляет прием измерительных сигналов технологического процесса следующим образом:
- аналоговые электрические сигналы от ПИП поступают на входы измерительных модулей аналогового ввода. Модули осуществляет аналого-цифровое преобразование в цифровой код;
- CPU циклически опрашивает модули аналогового ввода, производит сбор и обработку данных в цифровом виде, осуществляет преобразование измеренных значений сигналов в значения физических величин;
- далее информация о значениях физических параметров технологического процесса в неизменном виде поступает на ИВК, где регистрируется в базах данных серверов и отображается на мнемосхемах, гистограммах и трендах в единицах физических величин.
ИС АСУТП обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматизированное измерение, регистрация, обработка, контроль, хранение и отображение параметров технологического процесса;
- предупредительная и аварийная сигнализация при выходе параметров технологического процесса за установленные границы и при обнаружении неисправности в работе оборудования;
- управление технологическим процессом в реальном масштабе времени;
- самодиагностика;
- автоматическое составление отчетов и рабочих (режимных) листов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения установленных параметров;
- ведение журнала событий технических и программных средств;
- обеспечение единого времени компонентов системы.
ИК ИС АСУТП имеют простую структуру, которая позволяет реализовать прямой метод измерений путем последовательных измерительных преобразований. Структурная схема ИС АСУТП приведена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Структурная схема ИС АСУТП
Все компоненты ИС АСУТП размещаются в специализированных запираемых шкафах, размещенных в специальных помещениях, имеющие ограничение доступа.
Пломбирование ИС АСУТП не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Программное обеспечение
ИС работает под управлением программного обеспечения (ПО) состоящего из следующих компонентов:
- Simatic WinCC 7 и разработанного на его основе программного проекта автоматизации «Roller_Pechi». ПО SCADA (метрологически значимая часть ПО ИС) выполняет функцию отображения результатов измерений технологических параметров, сообщений, мнемосхем, основных параметров технологического процесса, сигналов сигнализации, а также передачи управляющих воздействий от оператора;
- STEP7 v. 5 и разработанного на его основе программного проекта автоматизации «Rolik_pech3». ПО контроллера Simatic S7-300 (метрологически значимая часть ПО ИС) осуществляет автоматизированный сбор, передачу, обработку измерительной информации, обеспечивает работу блокировок, предупредительной и аварийной сигнализации.
Защита от несанкционированного изменения параметров настроек измерительных каналов, алгоритмов измерений, преобразования и вычисления параметров метрологически значимой части ПО обеспечивается системой паролирования доступа к интерфейсу ПО. Идентификационные данные ПО ИС приведены в таблице 1.
Таблица 1- Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Проект контроллера PLC: «Rolik_pech3»
Проект WinCC подсистемы визуализации: «Roller_Pechi»
Номер версии (идентификационный номер ПО)
—
Цифровой идентификатор ПО
Для файла конфигурации проекта PLC «Rolik_pech3»: Rolik_pech3\ombstx\offline\00000001\BAUSTEIN.DBT 667c2bc8699733b6ce20e246cc0fb9f5
Rolik_pech3\ombstx\offline\00000001\SUBBLK.DBT a40e02e2e64974fe3978690c6873e72d
Для файла конфигурации проекта WinCC «Roller_Pechi»: Roller_Pechi\Roller_Pechi.mcp 12171660e5769bac2df8bdcf2be 1 fa5b
Roller_Pechi\Roller_Pechi.mdf
0f463a7ff98c12d470a9818ed483100a
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО контроллера. Уровень защиты ПО контроллера и ПО ИВК от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по классификации Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические характеристики приведены в таблице 2, технические характеристики приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики измерительных каналов
Измеряемые физические величины
Тип сигнала
Модуль ввода
Контроллер
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
Объемный расход газа и воздуха, давление газа и воздуха, температура газа и воздуха, разрежение газа, влажность газа
AI, от 4 до 20 мА
6ES7 331-7KF02-0AB0 рег. № 15772-11
Simatic S7-300 CPU315-2PN/DP, рег. № 15772-11
±(07y(XmaX-Xminy
Температура газа
AI, по ГОСТ Р 8.585-2001
6ES7 331-7KF02-0AB0 рег. № 15772-11
Simatic S7-300 CPU315-2PN/DP, рег. № 15772-11
±(1iy(XmaX-Xminy
Примечание- Xmax и Xmin - максимальное и минимальное значение диапазона измеряемой физической величины; * - абсолютная погрешность в единице измерения, соответствующая измеряемой физической величине.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИС АСУТП
Наименования характеристики
Значение
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц - напряжение постоянного тока, В
220±22 50±0,4 24±2,4
Параметры сигналов с измерительных преобразователей: - электрический ток (по ГОСТ 26.011-80), мА - сигналы термопар
от 4 до 20 по ГОСТ Р 8.585-2001
Климатические условия эксплуатации
определены документацией компонентов
Надежность применяемых в ИС АСУТП компонентов
определены документацией компонентов
Средний срок службы, лет, не менее
8
ПО ИС АСУТП поддерживает синхронизацию с сервером точного времени, обеспечивая привязку времени полученных данных к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC (SU) с погрешностью в пределах ±3 с.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
1
2
3
Модуль аналогового ввода
6ES7 331-7КР02-0АВ0
6 шт.
Продолжение таблицы 4
1
2
3
Контроллер программируемый
Simatic S7-300
CPU 315- 2PN/DP
1 шт.
Компьютер промышленного исполнения
OS1, OS2
2 шт.
ООО «ЕвразТехника». ОА «ЕВРАЗ ЗСМК».
Сталепрокатное производство. Модернизация роликовых печей №3, 4, 6 участка термообработки. Инструкция по эксплуатации для технологического персонала.
РИЦ307.00-ИЭ.01
1 экз.
ООО «ЕвразТехника». ОА «ЕВРАЗ ЗСМК».
Сталепрокатное производство. Модернизация роликовых печей №3, 4, 6 участка термообработки. Инструкция по эксплуатации для обслуживающего персонала.
РИЦ307.00-ИЭ.02
1 экз.
ООО «ЕвразТехника». ОА «ЕВРАЗ ЗСМК».
Сталепрокатное производство. Модернизация роликовых печей №3, 4, 6 участка термообработки. Описание программного обеспечения.
РИЦ307.00-ПА
1 экз.
ООО «ЕвразТехника». ОА «ЕВРАЗ ЗСМК».
Сталепрокатное производство. Модернизация роликовых печей №3, 4, 6 участка термообработки. Описание информационного обеспечения.
РИЦ307.00-П5
1 экз.
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом в роликовой печи № 3 АО «ЕВРАЗ ЗСМК». Паспорт.
РИЦ307.03-2021.ПС
1 экз.
Сведения о методах измеренийНормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия
[category] =>
[brand] => ООО "ЕвразТехника", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => РИЦ307.03
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-92
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83985-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-92
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Лента" (ООО "Лента"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-92 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-92
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83985-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83985-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83985-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83985-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-92 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Также на сервере имеется возможность расчета потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки в случае использования данных от АИИС КУЭ в качестве замещающей информации либо для расчета величины сальдо перетоков электроэнергии по внутреннему сечению коммерческого учета. От сервера ИВК информация передается на АРМ энергосбытовой организации по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Передача результатов измерений от сервера ИВК или АРМ энергосбытовой организации коммерческому оператору (КО) и другим субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) производится в виде файлов в xml-формате по электронной почте с использованием электронной подписи согласно требованиям «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» (Приложение 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УССВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УССВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-92.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УССВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
ВРУ-1 0,4 кВ ТК-92 Лента, Ввод 1 0,4 кВ
ТТЕ-100
Кл.т. 0,5S 1600/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
УССВ-2 Рег. № 54074-13
HP ProLiant DL160 Gen10
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
2
ВРУ-1 0,4 кВ ТК-92 Лента, Ввод 2 0,4 кВ
ТТЕ-100
Кл.т. 0,5S 1600/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
3
ВРУ-2 0,4 кВ ТК-92 Лента, Ввод 3 0,4 кВ
ТТЕ-100
Кл.т. 0,5S 1200/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
4
ВРУ-2 0,4 кВ ТК-92 Лента, Ввод 4 0,4 кВ
ТТЕ-100
Кл.т. 0,5S 1200/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)
±5 с
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном, cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество ИК
4
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином
от 95 до 105
ток, % от 1ном
от 1 до 120
коэффициент мощности cosф
0,9
частота, Гц
от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С
от +15 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном
от 90 до 110
коэффициент мощности cosф
от 1 до 120
частота, Гц
от 0,5 до 1,0
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, °С
от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,
от -40 до +40
°С
от 0 до +35
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
165000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для УССВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
74500
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
45
при отключении питания, лет, не менее
30
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
коррекции времени в счетчиках;
формирование событий по результатам автоматической самодиагностики;
отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
перерывы питания с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал сервера:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
пропадания питания;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками;
замены счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий».
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока измерительные
ТТЕ-100
12
Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05МК
4
Устройство синхронизации системного времени
УССВ-2
1
Сервер
HP ProLiant DL160 Gen10
1
Паспорт-формуляр
ЛНТА.411711.002.ПФ.014
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Лента» ТК-92», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Лента", г. Санкт-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 059
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Славянск ЭКО"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83970-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Славянск ЭКО"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "РН-Энерго" (ООО "РН-Энерго"), Московская обл., г. Красногорск
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Славянск ЭКО» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Славянск ЭКО"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83970-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83970-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83970-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83970-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Славянск ЭКО» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2.0 Пром», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), АРМ энергоснабжающей организации, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, передача информации на АРМ энергоснабжающей организации.
Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от АРМ энергоснабжающей организации в программноаппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется один раз в час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов счетчика с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Славянск ЭКО».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0 Пром». ПО «Пирамида 2.0 Пром» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0 Пром». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2.0 Пром» указана в таблице 1. Уровень защиты
ПО «Пирамида 2.0 Пром» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0 Пром»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Binary Pack Con-trols.dll
Check Data Integri-ty.dll
Coml ECFunc-tions.dll
ComMod-busFunc-tions.dll
Com StdFunc-tions.dll
DateTime Pro-cessing.dll
Safe Values DataUp-date.dll
Simple Verify Data Status-es.dll
Summary Check CRC.dll
Values DataProce ssing.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 10.3.1
Цифровой идентификатор ПО
EB1984E 0072ACF E1C7972 69B9DB 15476
E021CF9 C974DD7 EA91219 B4D4754 D5C7
BE77C56 55C4F19 F89A1B4 1263A16 CE27
AB65EF4 B617E4F7 86CD87B4 A560FC91 7
EC9A864 71F3713E 60C1DA
D056CD6 E373
D1C26A2 F55C7FE CFF5CAF 8B1C056 FA4D
B6740D3 419A3BC 1A42763 860BB6F C8AB
61C1445B B04C7F9 BB4244D 4A085C6 A39
EFCC55 E91291D A6F8059 79323644 30D5
013E6FE 1081A4C F0C2DE9 5F1BB6E E645
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УСВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
ПС 220 кВ Кольцевая, ОРУ-220 кВ, 1С 220 кВ, ввод 220 кВ Т-1
TG 245N
Кл.т. 0,2S 1500/1 Рег. № 75894-19 Фазы: А; В; С
СРВ 245
Кл.т. 0,2 220000/^3/100/^3
Рег. № 47844-11
Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Dell PowerEdge T40 Tower
Активная
Реактивная
0,6
1,1
1,5
2,5
2
ПС 220 кВ Кольцевая, ОРУ-220 кВ, 2С 220 кВ, ввод 220 кВ Т-2
TG 245N
Кл.т. 0,2S 1500/1 Рег. № 75894-19 Фазы: А; В; С
СРВ 245
Кл.т. 0,2 220000/^3/100/^3 Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17
Активная
Реактивная
0,6
1,1
1,5
2,5
3
ПС 220 кВ Кольцевая, ОРУ-220 кВ, СВ 220 кВ
TG 245N
Кл.т. 0,2S 1500/1 Рег. № 75894-19 Фазы: А; В; С
СРВ 245
Кл.т. 0,2 220000/^3/100/^3
Рег. № 47844-11
Фазы: А; В; С
СРВ 245
Кл.т. 0,2 220000/^3/100/^3
Рег. № 47844-11
Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17
Активная
Реактивная
0,6
1,1
1,5
2,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)
±5 с
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество ИК
3
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от ином
ток, % от 1ном
коэффициент мощности cosф
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
от 95 до 105
от 1 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2 от +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от ином
ток, % от 1ном
коэффициент мощности cosф
частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +35 от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
220000 2
45000 2
70000 1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
113
10
Продолжение таблицы 3
1
2
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока
TG 245N
9
Трансформаторы напряжения измерительные
СРВ 245
6
Счетчики электрической энергии многофункциональные
СЭТ-4ТМ.03М.16
3
Устройства синхронизации времени
УСВ-3
1
Сервер
Dell PowerEdge T40 Tower
1
Формуляр
РНЭ.411711.001.ТРП.ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Славянск ЭКО», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "РН-Энерго", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 001
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Трансформаторы напряжения
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83984-21
[name] => Трансформаторы напряжения
[model] => НКФ-110-57 У1
[brand_full] => Коммандитное общество "Запорожский завод высоковольтной аппаратуры" (КО "ЗЗВА"), Украина
[preview_text] => Трансформаторы напряжения НКФ-110-57 У1 (далее - трансформаторы) предназначены для применения в электрических цепях переменного тока частотой 50 Гц с номинальными напряжениями 110 кВ с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления.
[page_header] => Трансформаторы напряжения НКФ-110-57 У1
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83984-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83984-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83984-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83984-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83984-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Трансформаторы напряжения НКФ-110-57 У1 (далее - трансформаторы) предназначены для применения в электрических цепях переменного тока частотой 50 Гц с номинальными напряжениями 110 кВ с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления.
Описание
Принцип действия трансформаторов заключается в преобразовании напряжения промышленной частоты в напряжение для измерения, а также обеспечения гальванического разделения измерительных приборов от цепи высокого напряжения.
Трансформаторы напряжения состоят из магнитопровода, выполненного из электротехнической стали, первичных и вторичной обмоток с высоковольтной изоляцией, конструктивных вспомогательных деталей, соединяющих части трансформаторов в единую конструкцию. Активная часть трансформаторов находится в изоляционной покрышке, заполненной трансформаторным маслом и установленной на основание.
Общий вид трансформаторов напряжения и места пломбирования представлены на рисунке 1.
Знак поверки наносится на крышку клеммной коробки или на свидетельство о поверке.
Заводской номер трансформатора наносится на самоклеящуюся информационную табличку (шильд) на корпусе.
Рисунок 1 - Общий вид трансформатора напряжения и места пломбирования
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Характеристика
Значение
Модификация транформатора
НКФ-110-57 У1
Заводской номер
25 541, 17 102, 24 613
Класс напряжения, кВ
110
Номинальное напряжение первичной обмотки, кВ
110/^3
Номинальное напряжение вторичной обмотки, кВ: - основной
0,1/^3
- дополнительной
0,1/3
- основной
0,5
- дополнительной №1
1
- дополнительной №2
3Р
Номинальная мощность вторичной обмотки, В •А: - основной
400
- дополнительной №1
600
- дополнительной №2
1200
Предельная мощность вторичных обмоток, В^А
2000
Номинальная частота, Гц
50
Габаритные размеры, мм, не более
630x630x2080
Масса, кг, не более
770
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °C
от -45 да +40
Знак утверждения типа
наносится на паспорт типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформатор напряжения
НКФ 110-57У1
3 шт.
Трансформатор напряжения НКФ 110-57У1. Паспорт
-
3 шт.
Сведения о методах измерений
указаны в паспорте в разделе 2 «Общие сведения».
Нормативные документы
ГОСТ 1983-2015 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
[category] => Трансформаторы
[brand] => ОАО "Запорожский завод высоковольтной аппаратуры", Украина, г.Запорожье
[country] => УКРАИНА
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 25 541, 17 102, 24 613
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 8 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 6
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 6
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Преобразователи перемещения токовихревые
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83969-21
[name] => Преобразователи перемещения токовихревые
[model] => BN-3300XL
[brand_full] => Фирма "Bently Nevada, LLC", США
[preview_text] => Преобразователи перемещения токовихревые BN-3300XL (далее - преобразователи) предназначены для измерений виброперемещения и относительного перемещения (осевого смещения) на объектах Арктик СИТ.
[page_header] => Преобразователи перемещения токовихревые BN-3300XL
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83969-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83969-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83969-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83969-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83969-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Преобразователи перемещения токовихревые BN-3300XL (далее - преобразователи) предназначены для измерений виброперемещения и относительного перемещения (осевого смещения) на объектах Арктик СПГ.
Описание
Принцип действия преобразователей основан на взаимодействии электромагнитного поля, создаваемого преобразователем, с электромагнитным полем вихревых токов, наводимых в электропроводящем объекте измерения. Изменение расстояния между чувствительным элементом преобразователя и объектом измерений в процессе перемещения контролируемого объекта приводит к пропорциональному изменению выходного напряжения.
Конструктивно преобразователи состоят из датчика, генератора гармонических колебаний (проксиметра) и соединительного кабеля. Датчик питается высокочастотным напряжением от проксиметра. Измерение виброперемещения происходит без механического контакта преобразователя с контролируемым объектом. Датчик выполнен в виде неразборного цилиндрического корпуса с внешней резьбой для проходного монтажа.
Заводской номер датчика маркируется на проводе, заводской номер проксиметра маркируется на передней панели корпуса. Заводские номера датчика и проксиметра представлены в буквенно-цифровом обозначении, и наносятся на провод датчика и на корпус проксиметра методом наклейки.
К преобразователям данного типа относятся преобразователи, состоящие из датчиков модификации 330105-02-12-10-02-RU с заводскими номерами: 20B01A41, 20B01A65,
20B01A66, 20B01A67, 20B01A6C, 20B01A64, 20B01A69, 20B01A68, 20B01A6A, 20B01A6D, 20D00AHZ, 20D00AHD, 20D00AHC, 20D00AHN, 20D00AHA, 20D00AHX, 20D00AHU,
20D00AHK, 20D00AHT, 20D00AHM, 20D00AHP, 20D00AHG, 20D00AHW, 20D00AHE,
20D00AHH, 20D00AHJ, 20D00AHL, 20D00AHY, 20D00AHR, 21B01NLH, 21B01NLJ,
21B01NLK, 21B01NLL, 21B01NLM, 21B01NLN, 21B01NLP, 21B01NLR, 21B01NLT, 21B01NLU, 21B01NLW, 21B01NLX, модификации 330105-02-12-10-02-RU с заводскими номерами: 20B01A4E, 20B01A4C,
20B01A45, 20B01A4N, 20B01A4P, 20B01A4D, 20B01A3Z, 20B01A43, 20B01A40, 20B01A48, 20B01A42, 20B01A46, 20B01A44, 20B01A4G, 20B01A49, 20B01A47, 20B01A4R, 20B01A4H, 20B01A2J, 20B01A2H, 20B01A4M, 20B01A4L, 20B01A4A, 20B01A4J, 20B01A3Y, 20B01A4K, 20D00ARG, 20D00ARE, 20D00ARN, 20D00C8H, 20D00ARP, 20D00ARL, 20D00AR5,
20D00ARA, 20D00C8T, 20D00C8L, 20D00C96, 20D00C8P, 20D00C97, 20D00C94, 20D00C8G, 20D00C8E, 20D00ARD, 20D00ARW, 20D00ARK, 20D00ARY, 20D00ARR, 20D00ARJ,
20D00ARZ, 20D00ART, 20D00AT0, 20D00AR8, 20D00C90, 20D00C8K, 20D00C92, 20D00C8Y, 20D00ARH, 20D00AR6, 20D00AR7, 20D00ARX, 20D00C8R, 20D00C8W, 20D00C8N,
20D00C8M, 20D00ARU, 20D00ARC, 20D00AR9, 20D00ARM, 20D00C8U, 20D00C8J, 20D00C93, 20D00C8D, 20D00C8X, 20D00C8Z, 20D00C95, 20D00C91, 20D00AU6, 20D00AU5, 20D00AU3, 20D00AU7, 20D00AU4, 21B01NCZ, 21B01ND0, 21B01ND1, 21B01ND2, 21B01ND3, 21B01ND4, 21B01ND5, 21B01ND6, 21B01ND7, 21B01ND8, 21B01ND9, 21B01NDA, 21B01NDC, 21B01NDD, 21B01NDE, 21B01NDG, 21B01NDH, 21B01NDJ, 21B01NDK, 21B01NDL, 21B01NDM,
21B01NDN, 21B01NDP, 21B01NDR, 21B01NDT, 21B01MKC, 21B01MKD, 21B01MKE,
21B01MKG, 21B01MKH, 21B01MKJ, 21B01MKK, 21B01MKL, 21B01MKM, 21B01MKN,
21B01MKP, 21B01MKR и проксиметра модификации 330180-51-RU с заводским номером 20A01KCH.
Общий вид преобразователей перемещения токовихревых BN-3300XL представлен на рисунке 1. Пломбирование преобразователей не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и (или) в паспорт.
Рисунок 1 - Общий вид преобразователей перемещения токовихревых BN-3300XL
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальное значение коэффициента преобразования, мВ/мкм
7,87
Пределы отклонения действительного значения коэффициента преобразования от номинального значения, %
±10
Диапазон измерений виброперемещения, мкм
от 1 до 1000
Диапазон рабочих частот, Гц
от 0 до 1000
Нелинейность амплитудной характеристики, %
±1,5
Неравномерность частотной характеристики в диапазоне рабочих частот, %
±2,5
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений относительного перемещения (осевого смещения), мм
от 0,25 до 2,3
Пределы основной относительной погрешности измерения относительного перемещения (осевого смещения), %
±3
Пределы допускаемого дополнительного отклонения коэффициента преобразования от номинального значения, вызванного изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений в диапазоне рабочих температур, %/°С
±0,02
Нормальные условия измерений:
- температура окружающей среды, °С
от 18 до 28
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Напряжение питания, В
от -17,5 до 26
Рабочий диапазон температур, °С
от -52 до +177
Габаритные размеры датчика, мм, не более
- диаметр
10
- длина
250
Габаритные размеры проксиметра, мм, не более
- диаметр
81,3
- ширина
61,2
- высота
63,5
Масса комплекта, г, не более
720
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Количество
Преобразователи перемещения токовихревые BN-3300XL в составе: - датчики - проксиметр
159 шт.
1 шт.
Паспорт
160 экз.
Методика поверки МП 204/3-19-2021
1 экз.
Руководство по эксплуатации
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в руководстве по эксплуатации раздел 4 «Монтаж».
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2018 г. № 2772 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений виброперемещения, виброскорости, виброускорения и углового ускорения»
Техническая документация фирмы «Bently Nevada, Inc.», США
[category] =>
[brand] => Фирма "Bently Nevada Inc.", США
[country] => СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 20B01A41, 20B01A65, 20B01A66, 20B01A67, 20B01A6C, 20B01A64, 20B01A69, 20B01A68, 20B01A6A, 20B01A6D, 20B01A4E, 20B01A4C, 20B01A45, 20B01A4N, 20B01A4P, 20B01A4D, 20B01A3Z, 20B01A43, 20B01A40, 20B01A48, 20B01A42, 20B01A46, 20B01A44, 20B01A4G, 20B01A49, 20B01A47, 20B01A4R, 20B01A4H, 20B01A2J, 20B01A2H, 20B01A4M, 20B01A4L, 20B01A4A, 20B01A4J, 20B01A3Y, 20B01A4K, 20D00ARG, 20D00ARE, 20D00ARN, 20D00C8H, 20D00ARP, 20D00ARL, 20D00AR5, 20D00ARA, 20D00C8T, 20D00C8L, 20D00C96, 20D00C8P, 20D00C97, 20D00C94, 20D00C8G, 20D00C8E, 20D00ARD, 20D00ARW, 20D00ARK, 20D00ARY, 20D00ARR, 20D00ARJ, 20D00ARZ, 20D00ART, 20D00AT0, 20D00AR8, 20D00C90, 20D00C8K, 20D00C92, 20D00C8Y, 20D00ARH, 20D00AR6, 20D00AR7, 20D00ARX, 20D00C8R, 20D00C8W, 20D00C8N, 20D00C8M, 20D00ARU, 20D00ARC, 20D00AR9, 20D00ARM, 20D00C8U, 20D00C8J, 20D00C93, 20D00C8D, 20D00C8X, 20D00C8Z, 20D00C95, 20D00C91, 20D00AU6, 20D00AU5, 20D00AU3, 20D00AU7, 20D00AU4, 20D00AHZ, 20D00AHD, 20D00AHC, 20D00AHN, 20D00AHA, 20D00AHX, 20D00AHU, 20D00AHK, 20D00AHT, 20D00AHM, 20D00AHP, 20D00AHG, 20D00AHW, 20D00AHE, 20D00AHH, 20D00AHJ, 20D00AHL, 20D00AHY, 20D00AHR, 21B01NLH, 21B01NLJ, 21B01NLK, 21B01NLL, 21B01NLM, 21B01NLN, 21B01NLP, 21B01NLR, 21B01NLT, 21B01NLU, 21B01NLW, 21B01NLX, 21B01NCZ, 21B01ND0, 21B01ND1, 21B01ND2, 21B01ND3, 21B01ND4, 21B01ND5, 21B01ND6, 21B01ND7, 21B01ND8, 21B01ND9, 21B01NDA, 21B01NDC, 21B01NDD, 21B01NDE, 21B01NDG, 21B01NDH, 21B01NDJ, 21B01NDK, 21B01NDL, 21B01NDM, 21B01NDN, 21B01NDP, 21B01NDR, 21B01NDT, 21B01MKC, 21B01MKD, 21B01MKE, 21B01MKG, 21B01MKH, 21B01MKJ, 21B01MKK, 21B01MKL, 21B01MKM, 21B01MKN, 21B01MKP, 21B01MKR, 20А01КСН
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 317
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 317
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83967-21
[name] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный
[model] => РВС-10000
[brand_full] => Новокузнецкий металлургический завод, Кемеровская обл., г. Новокузнецк
[preview_text] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный РВС-10000 предназначен для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный РВС-10000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83967-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83967-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83967-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83967-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83967-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный РВС-10000 предназначен для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуара - стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный, номинальной вместимостью 10000 м3.
Принцип действия резервуара стального вертикального цилиндрического теплоизолированного РВС-10000 основан на заполнении его нефтепродуктом до произвольных уровней, соответствующих определенным объемам (вместимостям), приведенных в градуировочной таблице резервуара.
Резервуар представляет собой наземный вертикально расположенный стальной сосуд, состоящий из цилиндрической стенки с наружной теплоизоляцией, днища и крыши.
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки, расположенные в нижней части резервуара.
Заводской номер наносится типографским способом в паспорт резервуара и методом аэрографии на вертикальную стенку резервуара.
Резервуар РВС-10000 с заводским номером МБ-2 расположен по адресу: г. Петропавловск-Камчатский, ул. Степная, 50, Расходный склад мазута, ТЭЦ-2 филиал ПАО «Камчатскэнерго» Камчатские ТЭЦ.
Общий вид резервуара стального вертикального цилиндрического
теплоизолированного РВС-10000 представлен на рисунке 1.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВС-10000
Пломбирование резервуара стального вертикального цилиндрического
теплоизолированного РВС-10000 не предусмотрено.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
10000
Пределы допускаемой относительной
погрешности вместимости, %
±0,10
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
30
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный
РВС-10000
1 шт.
Паспорт
-
1 шт.
Градуировочная таблица
-
1 шт.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 8 «Порядок работы» паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ОАО "Новокузнецкий металлургический комбинат" (НКМК), г.Новокузнецк
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => МБ-2
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Счетчики воды ультразвуковые
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83983-21
[name] => Счетчики воды ультразвуковые
[model] => PROTO
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ИзиТек" (ООО "ИзиТек"), г. Москва
[preview_text] => Счётчики воды ультразвуковые PROTO (далее также - счётчики) предназначены для измерений объёма холодной питьевой или чистой технической и горячей воды. Счётчики предназначены для применения в системах хозяйственно-питьевого водоснабжения индивидуальных жилых домов, квартир и других объектов жилищно-коммунального хозяйства.
[page_header] => Счетчики воды ультразвуковые PROTO
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83983-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83983-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83983-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83983-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83983-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Счётчики воды ультразвуковые PROTO (далее также - счётчики) предназначены для измерений объёма холодной питьевой или чистой технической и горячей воды. Счётчики предназначены для применения в системах хозяйственно-питьевого водоснабжения индивидуальных жилых домов, квартир и других объектов жилищно-коммунального хозяйства.
Описание
Принцип действия счётчиков основан на измерении времени прохождения ультразвукового сигнала через измеряемую среду (воду) в прямом и обратном направлениях, возникающая при этом разность времени прохождения, пропорциональная скорости движения измеряемой среды, преобразуется в значение объёма, которое отображается на жидкокристаллическом индикаторе (далее также - ЖКИ) и передается по радиоканалу на базовую станцию или иное оборудование.
Конструктивно счётчики состоят из пластикового корпуса и трубки с ультразвуковыми датчиками. В корпусе размещён электронный модуль, включающий в себя: модуль обработки данных, радиомодуль, встроенный источник питания. На лицевой панели пластикового корпуса расположен ЖКИ, светодиодный индикатор и механическая кнопка. Цвет лицевой панели счётчиков может быть любым и регламентируется условиями договора.
Горизонтальное или вертикальное расположение не влияет на измерительные способности счётчиков.
В соответствии с принципом действия счётчики обеспечивают выполнение следующих функций:
- хранение данных об объёме воды, прошедшем через счётчики в прямом направлении с нарастающим итогом;
- регистрация и индикация обратного потока воды;
- вывод информации из подменю на ЖКИ;
- вывод информации системы встроенного контроля на устройство индикации;
- передача данных по радиоканалу с интервалом не реже 1 раз в сутки, не чаще 1 раза в 5 минут.
Показания счётчиков сохраняются в энергонезависимой памяти не реже одного раза в сутки, непосредственно перед передачей по радиоканалу.
Счётчики выпускаются в исполнениях, отличающихся технологией передачи данных, температурным исполнением, соотношением расходов, а также номинальным объёмным расходом Qh.
Структура условного обозначения исполнений счётчиков:
Счётчик воды ультразвуковой PROTO Х
Х - индекс, обозначающий технологию передачи данных и принимающий значения: IoT - технология NB-IoT;
Fi - технология NB-Fi;
LR - технология LoRaWAN;
SF - технология SigFox;
G - технология GSM/LTE.
Допускается указывать несколько технологий передачи данных одновременно, при этом индексы должны разделяться при помощи точки.
Температурное исполнение, соотношение расходов, а также Qн указываются на лицевой панели счётчиков.
Серийный номер наносится на лицевую панель счётчиков любым технологическим способом в виде цифрового кода.
Общий вид счётчиков с указанием места ограничения доступа к местам настройки (регулировки) представлен на рисунке 1. Способ ограничения доступа к местам настройки (регулировки) - пломба с нанесением знака поверки.
Пломба с нанесением знака поверки
Рисунок 1 - Общий вид счётчиков с указанием места ограничения доступа к местам настройки (регулировки)
Программное обеспечение
Счётчики имеют встроенное программное обеспечение (далее также - ПО), устанавливаемое в энергонезависимую память при изготовлении. Встроенное ПО счётчиков разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. К метрологически значимой части относятся программные модули, выполняющие функции сбора, передачи, обработки и представления измерительной информации. К метрологически незначимой части относятся программные модули меню, формата отображения данных, структуры коммуникационного протокола.
Конструкция счётчиков исключает возможность несанкционированного влияния на встроенное ПО и измерительную информацию.
Метрологические характеристики счётчиков нормированы с учётом влияния
встроенного ПО.
Уровень защиты встроенного ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с рекомендациями Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные встроенного ПО счётчиков приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные встроенного ПО
Идентификационные данные
Значение
Идентификационное наименование ПО
Wtr
Номер версии (идентификационный номер ПО), не ниже
01.01.02
Цифровой идентификатор ПО
4b380E
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики для счётчиков с номинальным объёмным расхо-
дом Qн равным 1,6 м3/ч
Наименование характеристики
Значение
Соотношение расходов (Qb/Qb^)
R100
R125
R160
Минимальный объёмный расход Рнаим, м3/ч
0,016
0,013
0,010
Переходной объёмный расход Qn, м3/ч
0,026
0,020
0,016
Номинальный объёмный расход Qh, м3/ч
1,600
Максимальный объёмный расход Qнаиб, м3/ч
2,000
Порог чувствительности, м3/ч, не более
0,003
Таблица 3 - Метрологические характеристики для счётчиков с номинальным объёмным расходом Qн равным 2,5 м3/ч_________________________________________________________________
Наименование характеристики
Значение
Соотношение расходов ^н^наим)
R100
R125
R160
R200
R250
Минимальный объёмный расход Qнаим, м3/ч
0,025
0,020
0,016
0,013
0,010
Переходной объёмный расход Qn, м3/ч
0,040
0,032
0,025
0,020
0,016
Номинальный объёмный расход Qh, м3/ч
2,500
Максимальный объёмный расход Qнаиб, м3/ч
3,125
Порог чувствительности, м3/ч, не более
0,003
Таблица 4 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объёма, %:
- в диапазоне расходов Qнаим < Q < Qn (при температуре измеряемой среды от +5 до +90 °С)
±5
- в диапазоне расходов Qп < Q < Qмакс (при температуре измеряемой среды от +5 до +30 °С включ.)
±2
- в диапазоне расходов Qп < Q < Qмакс (при температуре измеряемой среды св. +30 до +90 °С)
±3
Единица младшего разряда счётного устройства, м3: - в рабочем режиме
0,1
- в режиме поверки
0,00001
Таблица 5 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальный диаметр
DN 15
Давление измеряемой среды, МПа, не более
1,6
Потеря давления при Qнаиб, МПа, не более: - для счётчика с Qн 1,6 м3/ч
- для счётчика с Qн 2,5 м3/ч
0,016
0,040
Диапазоны температуры измеряемой среды, °С: - для температурного исполнения Т30 - для температурного исполнения Т50 - для температурного исполнения Т70 - для температурного исполнения Т90
от +5 до +30 от +5 до +50 от +5 до +70 от +5 до +90
Измеряемая среда
Вода питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения по СанПиН 2.1.3684-21
Рабочее положение счётчиков
Горизонтальное и вертикальное
Ёмкость счётного механизма, м3: - в рабочем режиме - в режиме поверки
99999,9
9,99999
Напряжение питания от встроенного источника постоянного тока, В
3,6
Габаритные размеры (высотахдлинахширина), мм, не более
85x110x96
Масса, кг, не более
0,4
Рабочие условия измерений:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность (при температуре окружающей среды
+40 °С), %, не более
от +5 до +50
93
Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой, по ГОСТ 14254-2015
IP67
Средняя наработка на отказ, ч
150000
Средний срок службы, лет
12
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспорта и руководства по эксплуатации типографским способом и на лицевую панель счётчиков любым технологическим способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Счётчик воды ультразвуковой PROTO*
-
1 шт.
Паспорт
05967669.53.46.0001.222.00 ПС
1 экз.
Руководство по эксплуатации**
05967669.53.46.0001.222.00 РЭ
1 экз.
Упаковка (индивидуальная)***
-
1 шт.
* По согласованию с заказчиком в комплектность дополнительно может быть включен монтажный комплект.
* * Предоставляется по запросу. Допускается поставка одного руководства на партию счётчиков.
* ** По требованию заказчика допускается отгрузка счётчиков в транспортной таре.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 3 «Устройство и работа» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 2018 года № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости.
ТУ 26.51.52.004-05967669-2021 «Счётчики воды ультразвуковые PROTO. Технические условия»
[category] =>
[brand] => ООО "ИзиТек", г. Ногинск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 6 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83968-21
[name] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический
[model] => РВС-5000
[brand_full] => Федеральное государственное казенное учреждение комбинат "Октябрьский" Управления Федерального агентства по государственным резервам по центральному федеральному округу (ФГКУ комбинат "Октябрьский" Росрезерва), г. Ярославль
[preview_text] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-5000 (далее - резервуар) предназначен для измерений объема, а также приема и хранения светлых нефтепродуктов.
[page_header] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-5000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83968-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83968-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83968-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83968-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83968-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-5000 (далее - резервуар) предназначен для измерений объема, а также приема и хранения светлых нефтепродуктов.
Описание
Принцип действия резервуара стального вертикального цилиндрического РВС-5000 основан на измерении объема светлых нефтепродуктов в зависимости от уровня его наполнения.
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-5000 представляет собой вертикальный сварной (полистовое исполнение) сосуд с плоским днищем и стационарной крышей. Основанием является гидрофобный слой из битумно-песчаной смеси. Резервуар оснащен люками-лазами, штуцерами и лестницей для доступа на крышу, а так же необходимыми техническими устройствами для проведения операций по приему, хранению и отпуску нефтепродуктов: приемо-раздаточными патрубками с запорной арматурой, хлопушками с боковым управлением и перепускным устройством уравнивания давления на хлопушку; механическим дыхательным и гидравлическим предохранительным клапанами; устройством для отбора проб и подтоварной воды; прибором для замера уровня; противопожарным оборудованием; молниезащитой, защитой от статического электричества и вторичных проявлений молний. Установка резервуара - наземная.
Заводской номер наносится аэрографическим способом на стенку резервуара и типографским способом в технический паспорт резервуара.
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-5000 с заводскими номером 31 расположен на территории резервуарного парка Федерального государственного казенного учреждения комбинат «Октябрьский» Росрезерва Управления Федерального агентства по государственным резервам по центральному федеральному округу (ФГКУ комбинат «Октябрьский» Росрезерва).
Общий вид резервуара и горловины представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВС-5000
Пломбирование резервуара стального вертикального цилиндрического РВС-5000 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и в градуировочной таблице в месте подписи поверителя.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
5000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %
±0,1
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
-температура окружающего воздуха, °С
от -40 до +50
Средний срок службы, лет, не менее
30
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический
РВС-5000
1 шт.
Технический паспорт
1 экз.
Градуировочные таблицы
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в пункте 4 технического паспорта.
Нормативные документы, устанавливающие требования к резервуарам стальным вертикальным цилиндрическим РВС-5000
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 года «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
[category] => Резервуары
[brand] => ФГКУ комбинат "Октябрьский" Росрезерва, г. Ярославль
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 31
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбогенератора № 6 "Западно-Сибирская ТЭЦ-филиал АО "ЕВРАЗ ЗСМК"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83982-21
[name] => Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбогенератора № 6 "Западно-Сибирская ТЭЦ-филиал АО "ЕВРАЗ ЗСМК"
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат" (АО "ЕВРАЗ ЗСМК"), Кемеровская область - Кузбасс, г. Новокузнецк
[preview_text] => Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбогенератора № 6 «Западно-Сибирская ТЭЦ-филиал АО «ЕВРАЗ ЗСМК» (далее - ИС АСУТП) предназначена для измерений осевых сдвигов, прогиба, расширений и виброскоростей технологических частей оборудования, частоты вращения, положения исполнительных механизмов, давления жидкостей и газообразных сред, перепада давления "масло-водород", разрежений в конденсаторе, расхода жидкостей и газообразных сред, температуры воздуха, жидкостей, газообразных сред и технологических частей оборудования, уровня жидкостей, содержания кислорода, активной и реактивной мощности генератора, силы тока конденсаторных насосов, контроля технологических параметров, их отображения, хранения, диагностики состояния оборудования, формирования сигналов управления и регулирования, формирования сигналов предупредительной и аварийной сигнализации.
[page_header] => Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбогенератора № 6 "Западно-Сибирская ТЭЦ-филиал АО "ЕВРАЗ ЗСМК"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83982-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83982-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83982-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83982-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83982-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбогенератора № 6 «Западно-Сибирская ТЭЦ-филиал АО «ЕВРАЗ ЗСМК» (далее - ИС АСУТП) предназначена для измерений осевых сдвигов, прогиба, расширений и виброскоростей технологических частей оборудования, частоты вращения, положения исполнительных механизмов, давления жидкостей и газообразных сред, перепада давления "масло-водород", разрежений в конденсаторе, расхода жидкостей и газообразных сред, температуры воздуха, жидкостей, газообразных сред и технологических частей оборудования, уровня жидкостей, содержания кислорода, активной и реактивной мощности генератора, силы тока конденсаторных насосов, контроля технологических параметров, их отображения, хранения, диагностики состояния оборудования, формирования сигналов управления и регулирования, формирования сигналов предупредительной и аварийной сигнализации.
Описание
ИС АСУТП является средством измерений единичного производства.
ИС АСУТП представляет собой многофункциональную трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
- 1-й уровень включает в себя измерительные модули ввода 6ES7 331-7КР02-0АВ0 и 6ES7 331-7PF01-0AB0 из состава устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200, образующие измерительные каналы (ИК). По типу входного сигнала ИК разделяют на ИК унифицированного сигнала постоянного тока в диапазонах от 0 до 5 мА, от 4 до 20 мА, унифицированного сигнала напряжения постоянного тока в диапазоне от 0 до 10 В, ИК сигнала с термопреобразователей сопротивления (ТС) с номинальными статическими характеристиками преобразования по ГОСТ 6651-2009 и ИК сигнала с термопар по ГОСТ Р 8.585-2001.
- 2-й уровень включает в себя процессорный модуль сбора и обработки данных (CPU) CPU 317-2 PN/DP.
- 3-й уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК),
состоящий из: серверов сбора и обработки данных, серверов визуализации технологического процесса автоматизированных рабочих мест, устройств сетевой коммуникации.
Принцип действия ИС АСУТП основан на непрерывном измерении входных измерительных сигналов, их обработки, визуализации и выдачи управляющих сигналов.
Первичные измерительные преобразователи (далее - ПИП, не входят в состав ИС АСУТП) преобразуют текущие значения параметров технологических процессов в унифицированные электрические сигналы силы постоянного тока от 0 до 5 мА и/или от 4 до 20 мА и/или сигналы напряжения постоянного тока от 0 до 10 В и/или сигналы по ГОСТ 6651-2009 и/или сигналы по ГОСТ Р 8.585-2001.
ИС АСУТП осуществляет прием измерительных сигналов технологических процессов следующим образом:
- аналоговые электрические сигналы от ПИП поступают на входы измерительных модулей аналогового ввода. Модули осуществляет аналого-цифровое преобразование в цифровой код;
- CPU циклически опрашивает модули аналогового ввода, производит сбор и обработку данных в цифровом виде, осуществляет преобразование измеренных значений сигналов в значения физических величин;
- далее информация о значениях физических параметров технологического процесса в неизменном виде поступает на ИВК, где регистрируется в базах данных серверов и отображается на мнемосхемах, гистограммах и трендах в единицах физических величин.
ИС АСУТП обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматизированное измерение, регистрация, обработка, контроль, хранение и отображение параметров технологического процесса;
- предупредительная и аварийная сигнализация при выходе параметров технологического процесса за установленные границы и при обнаружении неисправности в работе оборудования;
- управление технологическим процессом в реальном масштабе времени;
- самодиагностика;
- автоматическое составление отчетов и рабочих (режимных) листов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения установленных параметров;
- ведение журнала событий технических и программных средств;
- обеспечение единого времени компонентов системы.
ИК ИС АСУТП имеют простую структуру, которая позволяет реализовать прямой метод измерений путем последовательных измерительных преобразований. Структурная схема ИС АСУТП приведена на рисунке 1.
Все компоненты ИС АСУТП размещаются в специализированных запираемых шкафах, размещенных в специальных помещениях, имеющие ограничение доступа.
Пломбирование ИС АСУТП не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Программное обеспечение
ИС работает под управлением программного обеспечения (ПО) состоящего из следующих компонентов:
- SIMATIC WinCC 7 и разработанного на его основе программного проекта автоматизации WinCC «TG6». ПО SCADA (метрологически значимая часть ПО ИС) выполняет функцию отображения результатов измерений технологических параметров, сообщений, мнемосхем, основных параметров технологического процесса, сигналов сигнализации, а также передачи управляющих воздействий от оператора;
- STEP7 v. 5.5 и разработанного на его основе программного проекта автоматизации PLC «TG6». ПО контроллеров SIMATIC S7-300 (метрологически значимая часть ПО ИС) осуществляет автоматизированный сбор, передачу, обработку измерительной информации, обеспечивает работу блокировок, предупредительной и аварийной сигнализации.
Защита от несанкционированного изменения параметров настроек измерительных каналов, алгоритмов измерений, преобразования и вычисления параметров метрологически значимой части ПО обеспечивается системой паролирования доступа к интерфейсу ПО. Идентификационные данные ПО ИС приведены в таблице 1.
Рисунок 1 - Структурная схема ИС АСУТП
Таблица 1- Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Проект контроллера PLC: «TG6»
Проект WinCC подсистемы визуализации: «TG6»
Номер версии (идентификационный номер ПО)
—
Цифровой идентификатор ПО
Для файла конфигурации проекта PLC «TG6»: \TG6_Real\ombstx\offline\00000001\BAUSTEIN.DBT 5a335ee77dbf92445342f392d20a6477 \TG6_Real\ombstx\offline\00000001\SUBBLK.DBT ccc56065eb119ba7ce1db8a1e5139431
Для файла конфигурации проекта WinCC «TG6»: \TG6\TG6.mcp 6df6204200dfe952cf93219ca4068a63 \TG6\TG6.mdf aa5404f24848794010c57ec384f8fd56
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО контроллера. Уровень защиты ПО контроллера и ПО ИВК от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по классификации Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические характеристики приведены в таблице 2, технические характеристики приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики измерительных каналов
Измеряемые физические величины
Тип сигнала
Модуль ввода
Контроллер
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
Осевой сдвиг ротора турбины, прогиб ротора турбины, относительное расширение ротора, тепловое расширение, виброскорость технологических частей обнародования, частота генератора, положение клапана, положение сервомотора, положение синхронизатора, положение РДПО, положение РТПО, давление жидкости и газообразных сред, перепад давления "масло-водород", разрежение в конденсаторе, расход жидкости и газообразных сред, уровень жидкости, активная и реактивная мощность генератора, температура воздуха
AI, от 4 до 20 мА
6ES7 331-7KF02-0AB0 рег. № 66213-16
Simatic S7-300 6ES7317-2EK14-0AB0
±(0-o<xmax-xmin))*
Содержание кислорода
AI, от 0 до 5 мА
6ES7 331-7KF02-0AB0 рег. № 66213-16
Simatic S7-300 6ES7317-2EK14-0AB0
±(-07-(.Xmax-Xmin)>)*
Ток конденсатного насоса
AI, от 0 до 10 В
6ES7 331-7KF02-0AB0 рег. № 66213-16
Simatic S7-300 6ES7317-2EK14-0AB0
±(^ •(XmaX— Xmin))*
Температура газообразных сред и технологических частей оборудования
А1,по
ГОСТ Р 8.585-2001
6ES7 331-7KF02-0AB0 рег. № 66213-16
Simatic S7-300 6ES7317-2EK14-0AB0
±1,1 °C
Температура воздуха, жидкости, газообразных сред и технологических частей оборудования
AI, по ГОСТ 6651-2009
6ES7 331-7PF01-0AB0 рег. № 66213-16
Simatic S7-300 6ES7317-2EK14-0AB0
±1,0 °C
Примечание- Xmax и Xmin - максимальное и минимальное значение диапазона измеряемой физической величины; * - абсолютная погрешность в единице измерения, соответствующая измеряемой физической величине.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИС АСУТП
Наименования характеристики
Значение
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц - напряжение постоянного тока, В
220±22 50±0,4 24±2,4
Параметры сигналов с измерительных преобразователей:
- электрический ток (по ГОСТ 26.011-80), мА
- напряжение постоянного тока (по ГОСТ 26.011-80), В
- сигналы с ТС
- сигналы термопар
от 4 до 20; от 0 до 5 от 0 до 10 по ГОСТ 6651-2009 по ГОСТ Р 8.585-2001
Климатические условия эксплуатации
определены документацией компонентов
Надежность применяемых в ИС АСУТП компонентов
определены документацией компонентов
Средний срок службы, лет, не менее
8
ПО ИС АСУТП поддерживает синхронизацию с сервером точного времени, обеспечивая привязку времени полученных данных к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC (SU) с погрешностью в пределах ±3 с.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Модуль аналогового ввода
6ES7 331-7КР02-0АВ0
20 шт.
Модуль аналогового ввода
6ES7 331-7PF01-0AB0
16 шт.
Контроллер программируемый
SIMATIC S7-300 CPU317-2PN/DP
1 шт.
Компьютер промышленного исполнения
SRV174.041, SRV174.042, SRV174.043
3 шт.
Западно-Сибирская ТЭЦ-филиал АО «ЕВРАЗ ЗСМК» Котельный цех. Турбинный цех Замена оборудования АСУТП и КИП Котлоагрегатов №6-8, турбогенераторов № 6-7 и РОУ, ПДУ 1-й очереди. Подсистема «АСУТП ТУРБОГЕНЕРАТОРА № 6». Подсистема «АСУТП ТУРБОГЕНЕРАТОРА № 4». Руководство пользователя
РИЦ174.04-ИЭ
1 экз.
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбогенератора № 6 «Западно-Сибирская ТЭЦ-филиал АО «ЕВРАЗ ЗСМК». Паспорт
РИЦ174-2021.ПС
1 экз.
Сведения о методах измеренийНормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия
[category] =>
[brand] => ОАО "ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат" (ЕВРАЗ ЗСМК), г.Новокузнецк
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => РИЦ174
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83966-21
[name] => Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические
[model] => РГС-16
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Связь Энерго" (ООО "Связь Энерго"), Рязанская обл., г. Сасово
[preview_text] => Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические РГС-16 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
[page_header] => Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические РГС-16
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83966-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83966-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83966-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83966-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83966-21-0004.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83966-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83966-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83966-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83966-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические РГС-16 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Описание
Принцип действия резервуаров основан на заполнении их нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего объему согласно градуировочным таблицам резервуаров.
Резервуары РГС-16 представляют собой стальные горизонтальные конструкции цилиндрической формы с усеченно-коническими днищами подземного исполнения.
Резервуары оборудованы дыхательным клапаном, люком замерным для
эксплуатации и приемо-раздаточными патрубками для приема и отпуска нефтепродукта.
Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические РГС-16 зав.№№ 286, 287 расположены на территории АО «Транснефть - Дружба» - ЛДПС «Стальной Конь» по адресу: Орловская область, Орловский район, п. Стальной Конь.
Пломбирование резервуаров горизонтальных стальных цилиндрических РГС-16 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельства о поверке и градуировочные таблицы.
Заводской номер наносится на маркировочную табличку ударным способом, обеспечивающий идентификацию СИ, возможность прочтения и сохранность в процессе эксплуатации резервуаров.
Общий вид и эскиз резервуаров горизонтальных стальных цилиндрических РГС-16 представлен на рисунках 1-5.
Рисунок 1 - Общий вид резервуаров РГС-16
Рисунок 3 - Общий вид резервуаров РГС-16
Рисунок 4 - Общий вид резервуаров РГС-16
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
1
2
Тип резервуара
РГС-16
Номинальная вместимость, м3
16
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуаров (объемный метод), %
±0,25
Средний срок службы, лет, не менее
30
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, оС
- атмосферное давление, кПа
от -50 до +50 от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспортов типографским способом.
Комплектность
аблица 2 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические
РГС-16
1 шт.
Паспорта на резервуары
-
1 экз.
Градуировочные таблицы
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
ФР.1.29.2021.40081 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтепродуктов. Методика измерений косвенным методом статических измерений в горизонтальных резервуарах»;
ФР.1.29.2021.40086 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений косвенным методом статических измерений в горизонтальных резервуарах».
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
[category] => Резервуары
[brand] => ООО "Связь Энерго", Рязанская обл., г. Сасово
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 286, 287
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 4
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 4
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северной ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Ярославской области
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83981-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северной ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Ярославской области
[model] =>
[brand_full] => Открытое акционерное общество "Российские железные дороги" (ОАО "РЖД"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ярославской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северной ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Ярославской области
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83981-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83981-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83981-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83981-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ярославской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД), выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.
Третий уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора и обработки данных (ЦСОД) АИИС КУЭ (ИВК), включающий в себя сервер сбора данных, программное обеспечение (ПО) «Энергия Альфа 2», устройство синхронизации времени УСВ-3 (УСВ), каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучета, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее по основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в ЦСОД ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов.
Дальнейшая передача информации от ЦСОД ОАО «РЖД» третьим лицам осуществляется по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ.
ЦСОД ОАО «РЖД» также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит УСВ-3, которое синхронизировано с национальной шкалой времени UTC (SU) по сигналам ГЛОНАСС.
Сравнение шкалы времени сервера ИВК с УСВ-3 осуществляется встроенным программным обеспечением сервера ИВК при каждом сеансе связи. При расхождении шкал времени сервера ИВК и УСВ-3 равном или более 1 с, проводится коррекция шкалы времени сервера ИВК.
Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени севера ИВК осуществляется встроенным программным обеспечением по сети Ethernet при каждом сеансе связи. При расхождении шкал времени УСПД и сервера ИВК равном или более 1 с, проводится коррекция шкалы времени УСПД.
Сравнение шкалы времени счетчиков электрической энергии со шкалой времени УСПД осуществляется встроенным программным обеспечением по интерфейсу
RS-485 при каждом сеансе связи. При расхождении шкал времени счетчиков и УСПД равном или более 1 с, проводится коррекция шкалы времени счетчиков.
Факт корректировки времени отражается в журналах событий счетчиков электрической энергии, УСПД и сервера ИВК с указанием времени (включая секунды) корректируемого компонента и величины коррекции.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Энергия Альфа 2».
ПО «Энергия Альфа 2» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Энергия Альфа 2
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 2.0.3.16
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe)
17e63d59939159ef304b8ff63121df60
Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
№№ ИК
Наименование присоединения
Состав ИК АИИС КУЭ
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счетчик
УСПД/ УСВ
ТП «Козьмодемьянск»
1
2
3
4
5
6
1
Ввод-1 110 кВ
ТВГ-УЭТМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №)52619-13
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3 /100/^3 рег. № 60353-15
A1802RALQ-P4GB-
DW- 4 кл. т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
RTU-327 рег. № 19495-03
УСВ-3 Рег. № 51644-12
2
Ввод-2 110 кВ
ТВГ-УЭТМ кл.т. 0,2S
Ктт = 300/5 рег. № 52619-13
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 110000/V3 /100/^3 рег. № 60353-15
A1802RALQ-P4GB-DW- 4 кл. т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
ТП «Филино»
3
фидер 1-6кВ ЯГЭС
ТОЛ-10
кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 7069-07
НТМИА кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 67814-17
EA05RL-B-4 кл. т. 0,5S/1,0 рег. № 16666-97
RTU-327 рег. № 19495-03
УСВ-3 Рег. № 51644-12
1
2
3
4
5
6
4
фидер 16-6кВ ЯГЭС
ТПЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 71808-18
НТМИА кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 67814-17
A2R-3-0L-C25-T+ кл. т. 0,5S/-рег. №14555-02
RTU-327 рег. № 19495-03
УСВ-3 рег. № 51644-12
5
фидер 4-6кВ
ТЛК-СТ кл. t.0,5S Ктт=600/5 рег. № 58720-14
НТМИА кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 67814-17
A2R-3-0L-C4-T+ кл. т. 0,5S/-рег. №14555-02
6
фидер 7-6кВ
ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт=300/5 рег. №1276-59
НТМИА кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 67814-17
A2R-3-0L-C4-T+ кл. т. 0,5S/-рег. №14555-02
7
фидер 17-6кВ
ТЛК-СТ кл. t.0,5S Ктт=600/5 рег. № 58720-14
НТМИА кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 67814-17
A2R-3-0L-C4-T+ кл. т. 0,5S/-рег. №14555-02
ТП «Данилов»
8
фидер 5-10 кВ
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 51623-12
НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87
A2R-3-0L-C4-T+ кл. т. 0,5S/-рег. №14555-02
RTU-327 рег. № 19495-03
УСВ-3 Рег. № 51644-12
9
ввод 1-27,5 кВ
ТОЛ-35 кл.т. 0,5S Ктт=1000/5 рег. № 47959-16
ЗНОМ-35 кл.т. 0,5 Ктн=27500/100 рег. № 912-70
A2R-3-АL-C29-T+ кл. т. 0,5S/-рег. №14555-02
ТП «Путятино»
10
секционная перемычка 110 кВ
ТВ-110* кл.т. 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 60746-15
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = 110000/^3 /100/^3 рег. № 24218-03
ЕА02ЯАЬХ-РЗВ-
4W кл. т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97
RTU-327 рег. № 19495-03
УСВ-3 Рег. № 51644-12
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК
Диапазон значений силы тока
Границы интервала основной относительной погрешности ИК (± д), %
Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), %
cos ф = 1,0
cos ф = 0,87
cos ф = 0,8
cos ф = 0,5
cos ф = 1,0
cos ф = 0,87
cos ф = 0,8
cos ф = 0,5
1, 2, 10 (ТТ 0,2S; Th 0,2; Сч 0,2S)
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1
1,0
1,1
1,1
1,8
1,2
1,2
1,3
2,0
0,051н1 < I1 < 0,21н1
0,6
0,7
0,8
1,3
0,8
0,9
1,0
1,4
0,21н1 < I1 < 1н1
0,5
0,5
0,6
0,9
0,8
0,8
0,9
1,2
1н1 < I1 < 1,21н1
0,5
0,5
0,6
0,9
0,8
0,8
0,9
1,2
3, 6 (ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 0,5S)
0,051н1 < I1 < 0,21н1
1,8
2,5
2,9
5,5
2,3
2,9
3,2
5,7
0,21н1 < I1 < 1н1
1,2
1,5
1,7
3,0
1,7
2,0
2,2
3,4
1н1 < I1 < 1,21н1
1,0
1,2
1,3
2,3
1,6
1,8
1,9
2,7
4, 5, 7, 9 (ТТ 0,5S; TH 0,5;
Сч 0,5S)
0,01(0,02)1н1 < I1 <
0,051н1
2,1
2,4
2,7
4,9
2,4
2,8
3,1
5,1
0,051н1 < I1 < 0,21н1
1,9
1,5
1,7
3,1
1,7
2,0
2,2
3,5
0,21н1 < I1 < 1н1
1,2
1,2
1,3
2,3
1,6
1,8
1,9
2,7
1н1 < I1 < 1,21н1
1,0
1,2
1,3
2,3
1,6
1,8
1,9
2,7
8
(ТТ 0,5S;
TH 0,2;
Сч 0,5S)
0,01(0,02)1н1 < I1 <
0,051н1
2,0
2,3
2,7
4,8
2,4
2,7
3,0
5,0
0,051н1 < I1 < 0,21н1
1,1
1,4
1,6
2,9
1,7
1,9
2,1
3,3
0,21н1 < I1 < 1н1
0,9
1,0
1,2
2,0
1,5
1,7
1,8
2,5
1н1 < I1 < 1,21н1
0,9
1,0
1,2
2,0
1,5
1,7
1,8
2,5
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК
Диапазон значений силы тока
Границы интервала основной относительной погрешности ИК (± д), %
Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), %
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)
1, 2 (ТТ 0,2S; TH 0,2; Сч 0,5)
0,01(0,02)1н1 < I1 <
0,051н1
1,8
1,5
2,3
2,0
0,051н1 < I1 < 0,21н1
1,4
0,9
2,0
1,6
0,21н1 < I1 < 1н1
1,0
0,8
1,8
1,5
1н1 < I1 < 1,21н1
1,0
0,8
1,8
1,5
10 (ТТ 0,2S; TH 0,2; Сч 0,5)
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1
3,4
2,6
5,1
4,0
0,051н1 < I1 < 0,21н1
2,0
1,7
3,0
2,6
0,21н1 < I1 < 1н1
1,4
1,2
2,0
1,9
1н1 < I1 < 1,21н1
1,3
1,2
1,9
1,8
3 (ТТ 0,5; TH 0,5; Сч 1,0)
0,051н1 < I1 < 0,21н1
4,7
2,9
5,2
3,5
0,21н1 < I1 < 1н1
2,6
1,8
3,0
2,3
1н1 < I1 < 1,21н1
2,1
1,5
2,5
2,1
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с
± 5
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
1
2
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
- ток, % От Ihom
- коэффициент мощности, cos9
- температура окружающей среды, °C
от 99 до 101
от 100 до 120
0,87
от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
- ток, % От Ihom
- коэффициент мощности, cos9 диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД
- для УСВ: - антенный блок
- блок питания и интерфейсы магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
от 90 до 110
от 1(2) до 120
От 0,5 инд дО 0,8 емк
от -60 до +40
от -40 до +60
от +1 до +50
от -40 до +70
от -25 до +60
0,5
1
2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более Электросчетчики ЕвроАльфа:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более Электросчетчики АЛЬФА:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСПД RTU-327:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более ИВК:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
120000 2
35000
72
35000
72
40000 24
45000 2
0,99
1
Глубина хранения информации электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее
45
45
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ. Комплектность
АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
1
2
3
Трансформаторы тока
ТВГ-УЭТМ
6 шт.
Трансформаторы тока
ТОЛ-10
2 шт.
Трансформаторы тока
ТПЛ-СЭЩ-10
2 шт.
Трансформаторы тока
ТЛК-СТ
4 шт.
Трансформаторы тока
ТОЛ-СЭЩ-10
2 шт.
Трансформаторы тока
ТОЛ-35
3 шт.
Трансформаторы тока
ТВ-110*
3 шт.
Трансформаторы тока
ТПЛ-10
2 шт.
Трансформаторы напряжения
НАМИ-110 УХЛ1
9 шт.
Трансформаторы напряжения
НТМИА
2 шт.
Трансформаторы напряжения
НАМИ-10
1 шт.
Счетчики электроэнергии многофункциональные
АЛЬФА
6 шт.
Счетчики электроэнергии многофункциональные
Евро АЛЬФА
2 шт.
1
2
3
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
Альфа А1800
2 шт.
Устройство сбора и передачи данных
RTU-327
1 шт.
Устройства синхронизации времени
УСВ-3
1 шт.
Формуляр
71319484.411711.001.29.ПС-ФО
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ярославской области», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
[category] =>
[brand] => ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 086
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические теплоизолированные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83965-21
[name] => Резервуары вертикальные стальные цилиндрические теплоизолированные
[model] => РВСт-30000
[brand_full] => Акционерное общество "Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций имени Н.Е. Крюкова" (АО "НЗРМК им. Н.Е. Крюкова"), Кемеровская обл., г. Новокузнецк
[preview_text] => Резервуары вертикальные стальные цилиндрические теплоизолированные РВСт-30000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
[page_header] => Резервуары вертикальные стальные цилиндрические теплоизолированные РВСт-30000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83965-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83965-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83965-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83965-21-0003.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83965-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83965-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83965-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83965-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические теплоизолированные РВСт-30000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Описание
Принцип действия резервуаров основан на заполнении их нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего объему согласно градуировочным таблицам резервуаров.
Резервуары представляют собой стальные вертикальные конструкции цилиндрической формы со стационарной крышей без понтона с теплоизоляцией.
Резервуары оборудованы боковой лестницей, замерным люком, люками-лазами и приемо-раздаточными устройствами для обслуживания во время эксплуатации. Резервуары также оснащены молниезащитой, защитой от статического электричества и системой тушения пожара.
Тип размещения - наземный. Фундаменты резервуаров РВСт-30000 соответствуют требованиям ГОСТ 31385-2016 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия».
Заводские номера наносятся на стенки резервуаров аэрографическим способом и типографским способом в паспорт.
Пломбирование резервуаров вертикальных стальных цилиндрических РВСт-30000 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельства о поверке и градуировочные таблицы.
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические теплоизолированные РВСт-30000 зав.№№ 7, 8 расположены на территории ПК «Шесхарис» ПП «Грушовая» АО «Черномортранснефть» по адресу: Краснодарский край, г. Новороссийск, Шесхарис.
Общий вид резервуаров вертикальных стальных цилиндрических теплоизолированных РВСт-30000 представлен на рисунках 1-4.
Рисунок 1 - Общий вид резервуаров РВСт-30000
Рисунок 2 - Общий вид резервуаров РВСт-30000
Программное обеспечение отсутствует.
Рисунок 3 - Общий вид резервуаров РВСт-30000
Рисунок 4 - Общий вид резервуаров РВСт-30000
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
1
2
Тип резервуаров
РВСт-30000
Номинальная вместимость, м3
30000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуаров (геометрический метод), %
±0,10
Средний срок службы, лет, не менее
50
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, оС
- атмосферное давление, кПа
от -50 до +50 от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспортов типографским способом.
Комплектность
аблица 2 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические теплоизолированные
РВСт-30000
1 шт.
Паспорта на резервуары
-
1 экз.
Градуировочные таблицы
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
ФР.1.29.2021.40082 ГСИ. Масса нефти. Методика измерений косвенным методом статических измерений в вертикальных резервуарах;
ФР.1.29.2021.40085 ГСИ. Масса нефтепродуктов. Методика измерений косвенным методом статических измерений в вертикальных резервуарах.
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
[category] => Резервуары
[brand] => АО "Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций имени Н.Е. Крюкова" (АО "НЗРМК им. Н.Е. Крюкова"), г. Новокузнецк
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 7, 8
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Виброметры лазерные универсальные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83930-21
[name] => Виброметры лазерные универсальные
[model] => VibroFlex
[brand_full] => Фирма "Polytec GmbH", Германия
[preview_text] => Виброметры лазерные универсальные VibroFlex (далее - виброметры VibroFlex) предназначены для бесконтактных измерений параметров вибрации и удара при наличии в сигнале постоянных составляющих параметров движения. Виброметры VibroFlex могут применяться в качестве рабочих эталонов для измерения параметров вибрации и ударного движения, а также в составе эталонных установок.
[page_header] => Виброметры лазерные универсальные VibroFlex
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83930-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83930-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83930-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83930-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83930-21-0004.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/83930-21-0005.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/83930-21-0006.jpg
[7] => https://all-pribors.ru/pics/original/83930-21-0007.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83930-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83930-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83930-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83930-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Виброметры лазерные универсальные VibroFlex (далее - виброметры VibroFlex) предназначены для бесконтактных измерений параметров вибрации и удара при наличии в сигнале постоянных составляющих параметров движения. Виброметры VibroFlex могут применяться в качестве рабочих эталонов для измерения параметров вибрации и ударного движения, а также в составе эталонных установок.
Описание
Принцип действия виброметров VibroFlex основан на доплеровском сдвиге частоты лазерного излучения видимого или инфракрасного диапазона, отраженного от движущегося объекта. Отраженное от движущейся поверхности объекта излучение содержит информацию о скорости и перемещении объекта. Перемещение поверхности модулирует фазу волны излучения, в то время как скорость движения поверхности сдвигает его оптическую частоту. Поскольку частота лазерного излучения слишком высока для непосредственной демодуляции, в целях выделения измеряемых параметров движения в виброметрах VibroFlex применяют интерферометрическое устройство. В интерферометре происходит смешение измерительной волны излучения и волны опорного луча, поступающих в фотодетектор.
В виброметрах VibroFlex использована схема модифицированного интерферометра Маха-Цандера. Разделение когерентного излучения лазера на измерительный и опорный лучи осуществляется поляризационным светоделителем. Опорный луч направляется посредством зеркала в ячейку Брэгга и далее на светоделитель, после чего попадает непосредственно на первый фотодетектор, а измерительный луч направляется на движущуюся поверхность через светоделитель, фокусирующую линзу и четвертьволновую пластину. Поляризованная рассеянная часть отраженного излучения, собираемая линзой, возвращается в светоделитель опорного луча и направляется на второй фотодетектор. Ячейка Брэгга представляет собой акустооптический элемент, осуществляющий предварительный сдвиг оптической частоты опорного луча на величину несущей частоты встроенного кварцевого генератора. На эту несущую частоту накладывается положительный или отрицательный сдвиг частоты, связанный с эффектом Доплера.
Результирующая интенсивность излучения на поверхности фотодетекторов определяется относительной фазой и частотой смешивающихся волн. Разность фаз опорного и измерительного лучей зависит от разности пройденных ими путей, которая изменяется при перемещении движущейся поверхности. Фазовая модуляция сигнала приводит к его частотной модуляции таким образом, что соответствующая девиация частоты является производной по времени модулированного фазового угла. Скорость движения поверхности объекта измерения будет связана с девиацией частоты по отношению к несущей частоте. Информация, закодированная в сигнале с высокочастотной несущей гетеродинного интерферометра, менее чувствительна к помехам и искажениям.
Квадратурные выходные сигналы гетеродинного интерферометра с высокочастотным заполнением преобразуют в мгновенную фазу и частоту при помощи цифрового декодирования исходного доплеровского сигнала на основе метода фазовой и частотной демодуляции. Микропроцессоры, входящие в состав лазерного виброметра, производят демодуляцию, полосовую фильтрацию, цифровую обработку и генерацию сигналов скорости, ускорения и перемещения.
Конструктивно виброметры VibroFlex выполнены в виде сенсорной головки с гелийнеоновым или инфракрасным лазером, совмещенным с лазером подсветки, объективом с автофокусировкой измерительного луча и контроллером для обработки доплеровского сигнала. В состав сенсорной головки входят гетеродинный интерферометр с акустооптическим модулятором и драйвер модулятора с кварцевым генератором несущей частоты. В состав контроллера входят цифровые сигнальные процессоры обеспечивающие демодуляцию доплеровского сигнала скорости, фильтрацию сигнала скорости следящим фильтром (при необходимости), полосовую фильтрацию сигнала и фильтрацию сигнала фильтром верхних частот, а также генерацию сигнала скорости при помощи цифро-аналогового преобразователя. Опционально в состав контроллера включены интегратор и дифференциатор сигнала скорости в комплекте с соответствующими фильтрами верхних и нижних частот. Контроллер на лицевой панели имеет разъемы для выходных аналоговых сигналов скорости и, опционально, для сигналов перемещения и ускорения, а также разъем для сброса сигнала интегратора внешним импульсом и разъем сигнала постоянного тока с напряжением, пропорциональным логарифму уровня оптического сигнала сенсорной головки. Управление виброметрами VibroFlex осуществляется с лицевой панели контроллера сенсорного типа или через Web интерфейс по разъему Gigabit Ethernet на задней стенке контроллера.
Виброметры VibroFlex построены по модульному принципу, обеспечивающему универсальное подключение к контроллеру VibroFlex Connect различных сенсорных головок: VibroFlex Neo, VibroFlex Compact, VibroFlex Fiber, VibroFlex QTec, VibroFlex Xtra, образующих модификации виброметров VibroFlex. Модификации отличаются длиной волны применяемого лазера, амплитудными и частотными диапазонами измерения скорости и, опционально, перемещения и ускорения. Для модификаций виброметров VibroFlex возможны различные комплектации короткофокусными и длиннофокусными объективами, оптоволоконными насадками на сенсорную головку, устройствами позиционирования лазерного луча, устройствами крепления сенсорных головок и объективов, треногами, транспортировочными контейнерами, а также устройствами аналого-цифрового преобразования выходных сигналов скорости, ускорения и перемещения. Комплектации для модификаций виброметров VibroFlex отличаются буквенно-цифровыми расширениями в обозначении модификации на заводских шильдиках сенсорной головки и контроллера.
Знак поверки в виде наклейки наносится на контроллер VibroFlex Connect виброметров.
На контроллере VibroFlex Connect и на сенсорной головке виброметров VibroFlex расположена в виде наклейки шильда, которая содержит информацию о модели, серийном номере и дате изготовления виброметров. Виброметры VibroFlex конструктивно защищены пломбой в виде голографической наклейки, которая имеет разрушаемый слой, и при попытке несанкционированного вскрытия повреждается.
Общий вид виброметров, сенсорных головок и контроллера VibroFlex приведен на рисунках 1 - 7.
Рисунок 1 - Общий вид виброметров VibroFlex
Рисунок 2 - Общий вид сенсорной головки VibroFlex Neo
Рисунок 3 - Общий вид сенсорной головки VibroFlex Compact
Рисунок 4 - Общий вид сенсорной головки VibroFlex Fiber
Рисунок 5 - Общий вид сенсорной головки VibroFlex QTec
Рисунок 6 - Общий вид сенсорной головки VibroFlex Xtra
! с
| VtoroFlex Г Connect
Место нанесения знака поверки
Рисунок 7 - Общий вид контроллера VibroFlex Connect
Программное обеспечение
Для управления режимами измерений виброметров VibroFlex используется встроенное программное обеспечение (далее - ПО), а для сбора, обработки, хранения, анализа и визуализации результатов измерений используется автономное ПО Polytec Vibrometer Software (VibSoft), устанавливаемое на компьютер или ноутбук. Взаимодействие виброметров VibroFlex с ПО VibSoft осуществляется в цифровом виде по разъему Gigabit Ethernet или при помощи аналого-цифрового преобразователя (АЦП) VIB-E-220 с USB выходом, подключаемого к аналоговым выходам виброметров. ПО по структуре является целостным, выполняет математические функции формирования выходного сигнала и функции управления параметрами отображения.
Влияние ПО учтено при нормировании метрологических характеристик.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Встроенное ПО
Автономное ПО
Идентификационное наименование ПО
VFXF110
VibSoft
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.0
не ниже 5.5
Цифровой идентификатор ПО
-
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики виброметров VibroFlex
Наименование характеристики
Значение
VibroFlex Neo
VibroFlex Compact
VibroFlex Fiber
VibroFlex QTec
VibroFlex Xtra
Диапазоны измерений скорости (амплитуда), м/с
± (от 1-10-5 до 12)
± (от 1-10-5 до 30)
Диапазоны измерений ускорения (пиковые значения по ГОСТ Р ИСО 16063-22), м/с2
±(от Г10’2 до 2-106)
Диапазоны измерений перемещения (амплитуда), м
±(от Г10’10 до 2,5)
Доверительные границы относительной погрешности измерения параметров вибрации в диапазонах частот, % от 0,1 до 0,5 Гц включ. свыше 0,5 до 20 Гц включ. свыше 20 до 800 Гц включ. свыше 800 до 2000 Гц включ. свыше 2000 до 5000 Гц включ. свыше 5000 до 10000 Гц включ. свыше 10000 до 20000 Гц включ. свыше 20000 до 50000 Гц (ГОСТ ISO 16063-41)
±(от 0,5 до 1,0) ±(от 0,3 до 0,8) ±(от 0,2 до 0,5) ±(от 0,2 до 0,7) ±(от 0,3 до 0,8) ±(от 0,4 до 0,8) ±(от 0,5 до 1,0) ±(от 0,8 до 1,0)
Частотный диапазон измерения синусоидальной вибрации, Гц
от 0,1 до 20000
Частоты среза фильтров верхних частот, Гц
1, 2, 4, 8, 15, 30, 60, 120, 250
Частоты среза фильтров нижних частот, кГц
1, 2, 5, 10, 20, 50, 100
Несущая частота гетеродина
модулятора сигнала скорости, МГц
40,000 ±0,001
Частотные диапазоны демодуляции сигнала скорости, кГц
(от 0 до 100); (от 0 до 3000); (от 0 до 24000)
Неравномерность частотной характеристики контроллера в частотных диапазонах демодуляции сигнала скорости, дБ, не более
±0,1; ±0,3; +1/-2,0
Диапазон изменений выходного
сигнала (амплитуда) на нагрузках
1 МОм и 50 Ом, В
±2; ±1
Таблица 3 - Основные технические характеристики виброметров VibroFlex
Наименование характеристики
Значение
VibroFlex Neo
VibroFlex Compact
VibroFlex Fiber
VibroFlex QTec
VibroFlex Xtra
Выходное сопротивление для аналоговых сигналов скорости, ускорения, перемещения, Ом, не более
50
Длина волны измерительного лазера, нм
633 (HeNe)
(1550,0 ±2,5)
Номинальный диапазон расстояний до измеряемого объекта для
сенсорной головки с
короткофокусным объективом, мм
±(от 25 до 5000)
Номинальный диапазон расстояний до измеряемого объекта для
сенсорной головки с
длиннофокусным объективом, м
±(от 0,38 до 100)
Номинальный диапазон расстояний до измеряемого объекта для
миниатюрной головки с
оптоволоконным кабелем, мм
±(от 60 до 2000)
Категория защиты сенсорной головки (пыле - и брызго - защищенность), не хуже
IP40
Уровень безопасности лазера по ГОСТ IEC 60825-1, не выше
класс 2
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С - относительная влажность воздуха, % не более
от + 5 до + 40
80
Средний срок службы, лет
10
Масса контроллера, кг, не более
7,5
Масса сенсорной головки, кг, не более
3,3
1,0
5,0
5,3
4,6
Габаритные размеры контроллера (длина; ширина; высота), мм, не более
385; 290; 145
Габаритные размеры сенсорной головки (длина; ширина; высота), мм, не более
365; 125; 90
265; 70; 65
320; 155;
165
385; 135; 100
Знак утверждения типа
наносится на руководство по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства изме
эений
Наименование
Обозначение
Количество
Виброметр лазерный универсальный VibroFlex
Модификация по заказу
1 шт.
Руководство по эксплуатации (РЭ) в составе:
- РЭ на контроллер;
- РЭ на сенсорную головку;
- справочник по метрологическим характеристикам виброметров VibroFlex
-
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Дополнительные принадлежности
АЦП VIB-E-220, объективы, оптоволоконные насадки на сенсорную головку, устройства позиционирования лазерного луча, устройства крепления сенсорных головок и объективов, треноги, транспортировочные контейнеры
по заказу
Сведения о методах измерений
раздел 4 и 5 руководства по эксплуатации на контроллер.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 2772 от 27.12.2018 «Об утверждении государственной
поверочной схемы для средств измерений виброперемещения, виброскорости, виброускорения и углового ускорения»
ГОСТ Р 8.607-2004. Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений девиации частоты
ГОСТ 8.137-84 Государственный специальный эталон и государственная поверочная схема для средств измерения ускорения при ударном движении
ГОСТ ISO 16063-41-2014 «Вибрация. Методы калибровки датчиков вибрации и удара.
Часть 41. Калибровка лазерных виброметров»
Техническая документация фирмы - изготовителя "Polytec GmbH", Германия
[category] => Виброметры
[brand] => Фирма "Polytec GmbH", Германия
[country] => ГЕРМАНИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 5
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 5
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Набор поверочный стационарный для средств измерений относительной влажности воздуха
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83834-21
[name] => Набор поверочный стационарный для средств измерений относительной влажности воздуха
[model] => СПН 3.2
[brand_full] => Акционерное общество "ТЕСТРОН" (АО "Тестрон"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Набор поверочный стационарный для средств измерений относительной влажности воздуха СПН 3.2 (далее по тексту - СПН 3.2) предназначен для эталонных измерений относительной влажности воздуха при поверке и калибровке эталонных и рабочих средств измерений в метрологических службах Росгидромета.
[page_header] => Набор поверочный стационарный для средств измерений относительной влажности воздуха СПН 3.2
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83834-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83834-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83834-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83834-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83834-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Набор поверочный стационарный для средств измерений относительной влажности воздуха СПН 3.2 (далее по тексту - СПН 3.2) предназначен для эталонных измерений относительной влажности воздуха при поверке и калибровке эталонных и рабочих средств измерений в метрологических службах Росгидромета.
Описание
СПН 3.2 включают в себя следующие эталонные средства измерений и оборудование:
- генератор влажного газа MODEL 4000SP, производства Geo Calibration Inc., США, обеспечивающий поверку и калибровку гигрометров относительной влажности и термогигрометров методом прямых измерений. Принцип действия генератора при воспроизведения задаваемых значений относительной влажности основан на методе смешения потоков осушенного и увлажнённого воздуха. Для определения относительной влажности, задаваемой генератором, используется контрольный конденсационный гигрометр 473-RP2/GEO Dew Point Mirror, первичный преобразователь которого помещается во встроенную рабочую камеру генератора. Первичные преобразователи поверяемых гигрометров и термогигрометров помещаются во встроенную рабочую камеру; - камера влаги MODEL 4000EXP, предназначенная для размещения гигрометров, термогигрометров, логгеров больших размеров при их поверке и калибровке методом прямых измерений. Камера влаги включает в себя калибратор влажности MODEL 4000EXP, производства GEO Calibration Inc., США. Принцип действия камеры влаги MODEL 4000EXP при воспроизведении задаваемых значений относительной влажности основан на методе смешения потоков осушенного и увлажнённого воздуха;
- гигрометр Rotronic модификации HygroPalm исполнения HP23 - А с зондом относительной влажности и температуры HC2-S, производства Rotronic Instruments Соф., ГР № 64196-2016 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, предназначенный для поверки СИ относительной влажности воздуха методом прямых измерений и методом непосредственного сличения.
При выполнении поверки (калибровки) СИ относительной влажности воздуха, составляющие элементы набора СПН 3.2 могут применяться только в комплекте.
Внешний вид составляющих элементов набора СПН 3.2 и место нанесения знака поверки показаны на рисунке 1.
Пломбирование СПН 3.2 от несанкционированного доступа не предусмотрено.
Заводские номера и буквенно-цифровые обозначения, однозначно идентифицирующие каждый экземпляр составляющих комплекта, указываются на табличках, на задних панелях их корпусов.
/ ■ В
Место нанесения знака поверки
। if
* ‘t'f
Рисунок 1 - Внешний вид и обозначение места нанесения знака поверки
1 - генератор влажного газа MODEL 4000SP, 2 - гигрометр 473- RP2/GEO Dew Point Mirror, 3 - гигрометр Rotronic модификации HygroPalm исполнения HP23 - А, 4 - камера влаги MODEL 4000EXP.
Программное обеспечение
В СПН 3.2 используются встроенные программные обеспечения (ПО). Внешнее программное обеспечение устанавливается на персональном компьютере пользователя СПН 3.2 для обработки результатов измерений. Встроенные ПО, предназначенные для управления работой входящих в состав СПН 3.2 СИ и оборудования, отображения режимов работы и результатов измерений и сохранения данных. Версии встроенных ПО отображаются на дисплеях элементов набора в меню настроек. Влияние программного обеспечения на метрологические характеристики СИ, входящих в состав СПН 3.2, учтено при их нормировании. Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014. Конструкция СИ исключает возможность несанкционированного влияния на встроенное ПО СИ и измерительную информацию.
Идентификационные данные встроенных ПО СПН 3.2 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
для генератора влажного газа MODEL 4000SP
для гигрометра Rotronic HC2A-S
для камеры влаги MODEL 4000EXP
для гигрометра 473-RP2/GEO Dew Point Mirror
Идентификационное наименование ПО
Humidity_Mode l4000-1 53.Hex
HC2_V2.0.hex
M4000EXP-
2 11.Hex
DPM473R2
Номер версии
1_53
2.0
2.11
170106A
(идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
956CFFF5DF9
B77C390E8766
E2934FFE5
FB118FC8
801BECA4D66 1E7286E01301 B2063030D
N/A
Алгоритм вычисления контрольной суммы ПО
MD5
CRC32
MD5
N/A
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
генератор влажного газа MODEL 4000SP
в комплекте с гигрометром 473- RP2/GEO Dew Point Mirror:
Диапазон воспроизведения относительной влажности паровоздушной смеси, %
от 5 до 98
Номинальное значение воспроизводимой температуры паровоздушной смеси, °С
+ 23,0
Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизводимой относительной влажности при температуре плюс 23 °С, %
± 0,3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при воспроизведении температуры, °С
±0,3
камера влаги MODEL 4000EXP:
Диапазон воспроизведения относительной влажности паровоздушной смеси, %
от 30 до 95
Диапазон воспроизведения температуры паровоздушной смеси, °С
от +20 до +25
Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизводимой относительной влажности, %
±3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения температуры паровоздушной смеси, °С
±0,3
Неравномерность относительной влажности по объему камеры влаги, %, не более
±1
Изменение относительной влажности в рабочем объеме камеры влаги в течение 0,5 ч, %, не более
±1
гигрометр Rotronic модификации HygroPalm исполнения №23^ с зондом относительной влажности и температуры HC2-S*:
Диапазон измерений относительной влажности паровоздушной смеси, %
от 0 до 100
Диапазон измерений температуры паровоздушной смеси, °С
от -50 до +100
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерительного канала относительной влажности, %
±1
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерительного канала температуры, °С
±(0,1 +0,002t)**
* характеристики указаны в соответствии с приложением к свидетельству №62561 об утверждении типа средства измерений;
* * где t - значение температуры по модулю.
Таблица 3 - Технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
СПН 3.2 в комплекте:
Площадь для размещения и эксплуатации СПН 3.2, м2, не менее
4
Номинальное напряжение сети электропитания переменного тока частотой 50 Гц, В
220
Потребляемая мощность, В^А, не более
1100
Условия эксплуатации:
-температура воздуха, °С
-относительная влажность воздуха, %, не более
от +15 до +25 80
Генератор влажного газа MODEL 4000SP:
Количество портов камеры, шт.
10
Номинальное значение напряжения питания переменного тока, В
220
Потребляемая мощность, В^А, не более
700
Масса, кг, не более
46
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более
770 х 650 х 500
Гигрометр 473-RP2/GEO Dew Point Mirror:
Номинальное значение напряжения питания переменного тока, В
220
Потребляемая мощность, В^А, не более
100
Масса, кг, не более
5
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более
310 х 290 х 180
Камера влаги MODEL 4000EXP:
Потребляемая мощность, В^А, не более
240
Габаритные размеры, (длина х ширина х высота), мм, не более
200 х 500 х 300
Масса, кг, не более
14
Гигрометр Rotronic модификации HygroPalm исполнения НР23-А
Габаритные размеры, (длина х ширина х высота), мм, не более
188 х 72 х 30
Масса, кг, не более
0,25
Зонд относительной влажности и температуры HC2-S:
Габаритные размеры, (длина х ширина х высота), мм, не более
83 х 15 х 15
Масса, кг, не более
0,1
Знак утверждения типа
наносится на лицевые панели корпусов генератора влажного газа MODEL 4000SP и камеры влаги MODEL 4000EXP методом аппликации и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом
Лист № 5
Всего листов 7
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Кол-во
Набор поверочный стационарный
для средств измерений относительной влажности воздуха СПН 3.2 в составе:
Генератор влажного газа MODEL 4000SP
1
Осушительный патрон (предварительно установлен)
1
Кабель питания;
1
USB кабель типа А-А
1
Шприц для заливки воды
1
Крышка камеры
USB-накопитель содержащий:
- программное обеспечение GEO RH Automatic Ramp/Soak;
- драйверы для Windows
1
1
1
Камера влаги MODEL 4000EXP
1
Внешний осушительный патрон
1
Кабель питания
1
USB кабель типа А-А
1
Шприц для заливки воды
1
Крышка камеры
1
Гигрометр точки росы 473-RP2/GEO Dew Point Mirror
1
Гигрометр Rotronic модификации HygroPalm исполнения HP23-A
1
Зонд относительной влажности и температуры HC2-S
1
«Набор поверочный стационарный для средств измерений относительной влажности воздуха СПН 3.2. Руководство по эксплуатации»
1
«ГСИ. Набор поверочный стационарный для средств измерений относительной влажности воздуха СПН 3.2.
Методика поверки»
УБЖК.413614.014 МП
1
Свидетельство о первичной поверке СПН 3.2
1
Сведения о методах измерений
Приведены в эксплуатационном документе «Набор поверочный стационарный для средств измерений относительной влажности воздуха СПН 3.2. Руководство по эксплуатации», разделы 5-8.
Нормативные документы
ГОСТ 8.547-2009 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений влажности газов»;
ГОСТ 8.558-2009 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры»
[category] =>
[brand] => ЗАО "ТЕСТРОН", г.С.-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => № 1 в составе: генератор влажного газа MODEL 4000SP, зав. № 16000403; камера влаги MODEL 4000EXP, зав. № 16001017; гигрометр точки росы 473-RP2/GEO Dew Point Mirror, зав. № 18-0817; гигрометр Rotronic модификации HygroPalm исполнения HP23-А, зав. № 61789610; зонд относительной влажности и температуры HC2-S, зав. № 2031386
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 7
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 7
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Бегичево
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83865-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Бегичево
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Бегичево (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Бегичево
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83865-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83865-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83865-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83865-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Бегичево (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС, включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электр
Первичные ток и напряжение преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронноцифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ «Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами сервера сбора ИВК более чем 1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ±5 с.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета
электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные (если имеются)
DataServer. exe, DataServer_USPD. exe
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
№ ИК
Наименование ИК
Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
УСПД
1
2
3
4
5
6
1
ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Бегичево с отпайкой на блок 1
ТВ-220/25 кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 3191-72
НАМИ кл.т. 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
ТК161. рег. № 36643-07
2
ОМВ 220 кВ
ТВ-220/25 кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 3191-72
НАМИ кл.т. 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
3
ВЛ 35 кВ Трудовая -Бегичево
ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15
VEF кл.т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 43241-11
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
4
ВЛ 35 кВ Дубовская -Бегичево
ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15
VEF кл.т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 43241-11
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
5
ВЛ 35 кВ Смородино - Бегичево
ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15
VEF кл.т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 43241-11
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
6
ВЛ 6 кВ Колодези (Фид.6 кВ Колодези)
ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 30709-11
НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
ВЛ 6 кВ Липки 2 (Фид.6 кВ Липки 2)
ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 30709-11
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
TK16L рег. № 36643-07
8
ВЛ 6 кВ Бестужево (Фид.6 кВ Бестужево)
ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 30709-11
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
9
ВЛ 6 кВ Балахна (Фид.6 кВ Балахна)
ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 30709-11
НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
10
ВЛ 6 кВ Шахтерский (Фид.6 кВ Шахтерский)
ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 30709-11
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
11
ВЛ 6 кВ Шахта 1 (Фид.6 кВ Шахта 1)
ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 30709-11
НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
12
ВЛ 6 кВ Шахта 4 (Фид.6 кВ Шахта 4)
ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 30709-11
НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
13
ВЛ 6 кВ Шахта 10 (Фид.6 кВ Шахта 10)
ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 30709-11
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
14
ВЛ 6 кВ Шахта 68 (Фид.6 кВ Шахта 68)
ТЛП-10 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 30709-11
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70
Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
Примечания
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Номер ИК
cosф
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
51(2)%,
55 %,
520 %,
5100 %,
I1(2)% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1
2
3
4
5
6
1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2)
1,0
-
1,7
0,9
0,7
0,8
-
2,8
1,4
1,0
0,5
-
5,3
2,7
1,9
3 - 14 (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
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 изм< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2)
0,8
-
4,3
2,2
1,6
0,5
-
2,5
1,4
1,1
3 - 14 (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
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< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2)
1,0
-
1,8
1,1
0,9
0,8
-
2,8
1,6
1,2
0,5
-
5,3
2,8
2,0
3 - 14 (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
Продолжение таблицы 3
Номер ИК
COSф
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
§2%,
§5 %,
§20 %,
§100 %,
12% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм<1 20 %
I20 %<1изм<1100%
I100 %<Iизм<I120%
1
2
3
4
5
6
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2)
0,8
-
4,5
2,6
2,1
0,5
-
2,8
1,8
1,6
3 - 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)
0,8
2,4
2,1
1,9
1,9
0,5
2,0
1,7
1,6
1,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов $
АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Д), с
Примечания
1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%р для cos9=1,0 нормируются от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%р и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от 12%.
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
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков электроэнергии
от 99 до 101
от 1(5) до 120
0,87
от 49,85 до 50,15
от +21 до +25
Рабочие условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности, не менее
- частота, Гц
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД
- для сервера, УССВ
от 90 до 110
от 1(5) до 120 0,5
от 49,6 до 50,4
от -40 до +40
от +10 до +30 от +10 до +30 от +18 до +24
Продолжение таблицы 4
1
2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
72
УСПД TK16L:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
55000
радиосервер точного времени РСТВ-01:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
55000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее
45
при отключенном питании, лет, не менее
3
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформатор тока
ТВ-220/25
6 шт.
Трансформатор тока
ТГМ
9 шт.
Трансформатор тока
ТЛП-10
18 шт.
Трансформатор напряжения
НАМИ
3 шт.
Трансформатор напряжения
VEF
6 шт.
Трансформатор напряжения
НТМИ-6
1 шт.
Трансформатор напряжения
НТМИ-6-66
1 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный
Альфа А1800
14 шт.
Устройство сбора и передачи данных
TK16L
1 шт.
Радиосервер точного времени
РСТВ-01
1 шт.
Формуляр
АУВП.411711.ПТР.Ц20.323.ФО
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Бегичево», аттестованном ООО «ИЦ ЭАК», уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.311298 в Реестре аккредитованных лиц.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "ИЦ "Энергоаудитконтроль", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 323
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (12 очередь)
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83833-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (12 очередь)
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Новая энергетическая компания" (ООО "НЭК"), г. Краснодар
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (12 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (12 очередь)
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83833-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83833-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83833-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83833-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (12 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, передача информации на АРМ. При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется в счетчиках, на сервере данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.
Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от сервера или АРМ коммерческому оператору с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, системному оператору и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (12 очередь).
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Эне
ргосфера»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электро-энергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УСВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
РУ-10 кВ №1 ООО ЧЗДП, 2 СШ 10 кВ, Яч. 4, КЛ 10 кВ ф.
ДСП-2
ТОЛ-10
Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А; С
НАМИ-10
Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 57274-14 Фазы: АВС
Меркурий 234 ARTM-00 PBR.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2
Активная
Реактивная
1,1
2,2
3,3
5,6
2
РУ-10 кВ №1 ООО ЧЗДП, 1 СШ 10 кВ, Яч. 5, КЛ 10 кВ ф.
ДСП-1
ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,2S 400/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; С
НАМИТ-10-2
Кл.т. 0,5 10000/100
Рег. № 70324-18 Фазы: АВС
Меркурий 234 ARTM-00 PBR.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
Активная
Реактивная
1,0
1,8
2,3
4,1
3
ТП №32 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ
ТТН 125
Кл.т. 0,5S 2500/5 Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 230
ART-03 PQR-SIDN
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
4
ТП №32 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ
ТТН 125
Кл.т. 0,5S 2500/5 Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 230
ART-03 PQR-SIDN
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
5
ТП №34 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ
ТТН-Ш Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 230
ART-03 PQR-SIDN
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
6
ТП №34 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ
ТТН-Ш
Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 230
ART-03 PQR-SIDN
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
7
ТП №35 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ
ТТН 125
Кл.т. 0,5S 1500/5
Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 230
ART-03 PQR-SIDN
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
8
ТП №35 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ
ТТН 125
Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 230
ART-03 PQR-SIDN
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
9
ТП №36 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ
ТТН 85
Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 230
ART-03 PQR-SIDN
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
10
ТП №36 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ
ТТН 85
Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 230
ART-03 PQR-SIDN
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
11
ТП №37 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ
ТТН 40
Кл.т. 0,5S 500/5 Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С
-
ПСЧ-3АРТ.09.132.4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47122-11
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
12
ТП №48 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ
ТТН 100
Кл.т. 0,5S 1000/5
Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
13
ТП №48 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ
ТТН 100
Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
14
ТП-1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ
ТТН 85
Кл.т. 0,5 800/5
Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,2
5,5
15
ТП-2 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ
ТТН 85
Кл.т. 0,5 800/5
Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,2
5,5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
16
ТП-1392 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т1
ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С
ЗНОЛП-НТЗ-10
Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3
Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-12
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
17
ТП-1392 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т2
ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С
ЗНОЛП-НТЗ-10
Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3
Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-12
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
18
КТП-6115н
10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ
ТТИ 100
Кл.т. 0,5S 1500/5
Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
19
КТП-6115н
10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ
ТТИ 100
Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
20
КТП №004 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ
Т-0,66 УЗ
Кл.т. 0,5 400/5
Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,2
5,5
21
КТП №006 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ
Т-0,66 УЗ
Кл.т. 0,5 600/5
Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,2
5,5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
22
ЗТП №007 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ
Т-0,66 УЗ
Кл.т. 0,5 150/5
Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,2
5,5
23
КТП №005 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ
Т-0,66 УЗ
Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,2
5,5
24
ПС 35 кВ Пенза-компрессормаш, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, Яч. №3, КЛ 6 кВ Яч. №3
ТЛК-10
Кл.т. 0,5 600/5
Рег. № 9143-06 Фазы: А; С
НТМИ-6 У3
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
25
ПС 35 кВ Пенза-компрессормаш, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, Яч. №16, КЛ 6 кВ Яч. №16
ТОЛ-10
Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С
НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
26
ТП-0503 6 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН
-
-
Меркурий 236 ART-02 PQRS
Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 47560-11
Активная
Реактивная
1,0
2,0
3,2
6,1
27
ТП-0503 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, Ввод1 6 кВ
ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5 300/5
Рег. № 47959-11 Фазы: А; С
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС
Меркурий 230
ART-00 PQC-SIGDN
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
28
ТП-0503 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, Ввод2 6 кВ
ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; С
НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС
Меркурий 230
ART-00 PQC-SIGDN
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
29
ТП-0507 6 кВ, Ввод 0,4 кВ Т
Т-0,66 УЗ
Кл.т. 0,5 100/5
Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,2
5,5
30
ТП-252п 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ
Т-0,66 УЗ
Кл.т. 0,5 250/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,2
5,5
31
ТП-253п 10 кВ, РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т
ТОЛ-10
Кл.т. 0,5S 30/5
Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С
ЗНОЛ-НТЗ-10
Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3
Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С
Меркурий 234 ARTМ-00 PB.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,4
5,7
32
ТП №2 10 кВ, РУ-10 кВ, СШ 10 кВ, Ввод 10 кВ
ТОЛ-НТЗ-10
Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С
ЗхЗНОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,2 10000/^3/100/^3
Рег. № 71707-18 Фазы: АВС
Меркурий 234
ART-00 PR Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
Активная
Реактивная
1,1
2,2
3,2
5,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
33
ТП №3 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ
ТТН 125
Кл.т. 0,5 2500/5
Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,2
5,5
34
2КТП 1125п 10 кВ, РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т1
ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5 40/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; С
ЗНОЛ-НТЗ-10
Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3
Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С
Меркурий 230
ART-00 PQR-SIDN
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
35
2КТП 1125п 10 кВ, РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т2
ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5 40/5
Рег. № 51623-12 Фазы: А; С
ЗНОЛП-10
Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3
Рег. № 46738-11
Фазы: А; В; С
Меркурий 230
ART-00 PQR-SIDN
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)
±5 с
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1-13, 18, 19, 31 для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от
1ном; cos9 = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество ИК
35
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от ином ток, % от 1ном
от 95 до 105
для ИК №№ 1-13, 18, 19, 31
от 5 до 120
для остальных ИК
от 1 до 120
коэффициент мощности cosф
0,9
частота, Гц
от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С
от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от ином ток, % от 1ном
от 90 до 110
для ИК №№ 1-13, 18, 19, 31
от 5 до 120
для остальных ИК
от 1 до 120
коэффициент мощности cosф
от 0,5 до 1,0
частота, Гц
от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С
от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
от +5 до +35
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа Меркурий 234 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 75755-19):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
320000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для счетчиков типа Меркурий 230:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
150000
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типов ПСЧ-3АРТ.09, Меркурий 236, Меркурий 234 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 48266-11):
2
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
220000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
165000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
140000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
45000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
среднее время восстановления работоспособности, ч
1
1
2
Глубина хранения информации:
для счетчиков типов Меркурий 234, Меркурий 236:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для счетчиков типа Меркурий 230:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для счетчиков типа ПСЧ-3АРТ.09:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для счетчиков типа ПСЧ.4ТМ.05МК:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для счетчиков типа ПСЧ.4ТМ.05М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
170
10
85
10
60
10
114
10
113
10
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
1
2
3
Трансформаторы тока опорные
ТОЛ-10
9
Трансформаторы тока
ТОЛ-СЭЩ-10
12
Трансформаторы тока
ТТН
36
Трансформаторы тока
ТТН 85
6
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ
ТТИ 100
6
Трансформаторы тока
Т-0,66 УЗ
15
Трансформаторы тока
ТЛК-10
2
Трансформаторы тока
ТОЛ-10
2
Трансформаторы тока
Т-0,66 УЗ
3
Трансформаторы тока
ТОЛ-НТЗ-10
3
Трансформаторы напряжения
НАМИ-10
1
Трансформаторы напряжения
НАМИТ-10-2
1
Трансформаторы напряжения
ЗНОЛП-НТЗ-10
9
Трансформаторы напряжения
НТМИ-6 У3
2
Трансформаторы напряжения
НАМИ-10-95УХЛ2
2
Трансформаторы напряжения
ЗНОЛ-НТЗ-10
3
Трансформаторы напряжения
3хЗНОЛ-СЭЩ-10
1
Трансформаторы напряжения заземляемые
ЗНОЛП-10
3
Счетчики электрической энергии статические
Меркурий 234
2
Счетчики электрической энергии трехфазные статические
Меркурий 230
12
Счетчики электрической энергии трехфазные статические
ПСЧ-3АРТ.09
1
Счетчики электрической энергии трехфазные статические
Меркурий 236
14
Счетчики электрической энергии трехфазные статические
ПСЧ-4ТМ.05МК
2
Счетчики электрической энергии трехфазные статические
ПСЧ-4ТМ.05М
2
Счетчики электрической энергии трехфазные статические
Меркурий 234
2
1
2
3
Устройства синхронизации времени
УСВ-3
1
Сервер
Fujitsu PRIMERGY
RX2510 M2
1
Паспорт-формуляр
33178186.411711.012.ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «НЭК» (12 очередь)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ОООО "Новая энергетическая компания" (ООО "НЭК"), г. Краснодар
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 012
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Термометры манометрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84079-21
[name] => Термометры манометрические
[model] => "A FLOW"
[brand_full] => Компания "A FLOW TAIWAN", Тайвань; Общество с ограниченной ответственностью "Мониторинг Вентиль и Фитинг" (ООО "МВиФ"), г. Москва
[preview_text] => Термометры манометрические «A FLOW» (далее - термометры) предназначены для измерений температуры жидких и газообразных сред, а также температуры сыпучих и твердых тел, не агрессивных к материалу термобаллона.
[page_header] => Термометры манометрические "A FLOW"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84079-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84079-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84079-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84079-21-0004.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/84079-21-0006.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/84079-21-0007.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/84079-21-0009.jpg
[7] => https://all-pribors.ru/pics/original/84079-21-0011.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84079-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84079-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84079-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84079-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Термометры манометрические «A FLOW» (далее - термометры) предназначены для измерений температуры жидких и газообразных сред, а также температуры сыпучих и твердых тел, не агрессивных к материалу термобаллона.
Описание
Принцип действия термометров основан на зависимости между температурой и давлением термометрического вещества - жидкости или инертного газа, находящихся в герметично замкнутой манометрической термосистеме. Под воздействием температуры на термобаллон термометра изменяется давление внутри манометрической системы, происходит раскрутка манометрической пружины, связанной со стрелкой отсчетного устройства (циферблата) через передаточный механизм.
Термометры относятся к показывающим стрелочным приборам погружного типа. Термометры конструктивно состоят из корпуса, в котором размещены: циферблат, закрытый защитным экраном, кинематический механизм со стрелкой и манометрическая термосистема с термочувствительным элементом, помещенным в защитную трубку (термобаллон). Корпус термометра и термобаллон изготавливаются из нержавеющей стали.
Термометры манометрические «A FLOW» изготавливаются следующих моделей: T-MAA, T-MBA, T-MAB, T-MBB, T-MCA, которые различаются по метрологическим и техническим характеристикам, а также по конструктивному исполнению. Модели T-MAB, T-MBB, T-MCA имеют исполнение корпуса со встроенными сигнализирующими устройствами (электроконтактами).
Термометры моделей T-MAA, T-MAB могут изготавливаться с радиальным или шарнирным (наклонно-поворотным) присоединением термобаллона.
Термометры моделей T-MBA, T-MBB, T-MCA изготавливаются с гибким капиллярным присоединением термобаллона.
Монтаж термометров на объектах измерений осуществляется с помощью штуцеров или через промежуточную защитную гильзу из нержавеющей стали.
Варианты исполнений термометров приведены в таблицах 1, 2.
Общий вид термометров с указанием места нанесения заводского номера приведен на рисунке 1.
Таблица 1 - Обозначение исполнений термометров манометрических «A FLOW» моделей T-MAA, T-MAB
Термометр манометрический «A FLOW» T- - -- — — — - — ()- - -
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1. Модель термометра
MAA
Модель MAA
MAB
Модель MAB
2. Материал корпуса
1
SS304
2
SS316
3. Тип подсоединения
6N
NPT %"
8N
NPT Ц"
4N
NPT %"
6G
G %"
8G
G Ц"
4G
G %"
20M
M20x1,5
0
Опция
4. Диаметр корпуса
100
100 мм
150
150 мм
5. Вид подсоединения
A
Подсоединение снизу
Q
Подсоединение шарнирное (наклонно-поворотное)
6. Диаметр термобаллона, мм
1
6
2
8
3
10
4
12
7. Конфигурация
A
Фиксированная резьба
B
Вращающаяся резьба
C
Скользящая резьба
D
Внутренняя резьба
E
Без резьбы
0
Опция
8. Длина монтажной части термобаллона, мм
9. Заполнение термобаллона
G
Газ
L
Жидкость
10. Диапазон измерений температуры, °С
11. Материал защитного экрана
G
Стекло
SG
Безопасное стекло
А
Акрил (только для модели T -MAB)
12. Гидрозаполнение
GW
Заполнение глицерином
GS
Заполнение силиконом
0
Без гидрозаполнения
13. Количество точек настройки / Количество электроконтактов
-
Отсутствие электроконтактов
M1
Один контакт, замыкающий при достижении значения настройки
M2
Один контакт, размыкающий при достижении значения настройки
M11
Два контакта, замыкающие при достижении значения настройки
M12
Два контакта. Левый замыкающий. Правый размыкающий.
M21
Два контакта. Левый размыкающий. Правый замыкающий.
M22
Два контакта, размыкающие при достижении значения настройки.
M3
Один контакт, замыкающий клеммы 1 и 3 и размыкающий клеммы 2 и 3 при достижении значения настройки.
Таблица 2 - Обозначение исполнений термометров манометрических «A FLOW» моделей T-MBA, T-MBB, T-MCA
Термометр манометрический «A FLOW» T-__-__-__-__-__-__-__-__- х__-(__)-__-__-__
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
1. Модель термометра
MAA
Модель MBA
MAB
Модель MBB
MCA
Модель MCA
2. Материал корпуса
1
SS304
2
SS316
3. Тип подсоединения
6N
NPT %"
8N
NPT Ц"
4N
NPT %"
6G
G %"
8G
G Ц"
4G
G %"
20M
M20x1,5
0
Опция
4. Диаметр корпуса
100
100 мм
150
150 мм
5. Вид подсоединения
A
Подсоединение снизу
B
Подсоединение сзади
6. Диаметр термобаллона, мм
1
6
2
8
3
10
4
12
7. Конфигурация
A
Фиксированная резьба
B
Вращающаяся резьба
C
Скользящая резьба
D
Внутренняя резьба
E
Без резьбы
0
Опция
8. Длина монтажной части термобаллона, мм
9. Заполнение термобаллона
G
Газ
L
Жидкость
10. Материал капиллярной трубки, мм
1
SS304
2
SS316
3
SS304 с ПВХ покрытием
4
SS316 с ПВХ покрытием
11. Длина капиллярной трубки, мм
12. Диапазон измерений температуры, °С
13. Материал защитного экрана
G
Стекло
SG
Безопасное стекло
А
Акрил (только для модели T-MAB)
14. Гидрозаполнение
GW
Заполнение глицерином
GS
Заполнение силиконом
0
Без гидрозаполнения
15. Количество точек настройки / Количество электроконтактов
-
Отсутствие электроконтактов
M1
Один контакт, замыкающий при достижении значения настройки
M2
Один контакт, размыкающий при достижении значения настройки
M11
Два контакта, замыкающие при достижении значения настройки
M12
Два контакта. Левый замыкающий. Правый размыкающий.
M21
Два контакта. Левый размыкающий. Правый замыкающий.
M22
Два контакта, размыкающие при достижении значения настройки.
M3
Один контакт, замыкающий клеммы 1 и 3 и размыкающий клеммы 2 и 3 при достижении значения настройки.
T-MAA
заводского номера
T-MBA
Место нанесения
Место нанесения заводского номера
T-MAB
Место нанесения заводского номера
T-MBB
Место нанесения заводского номера
T-MCA
Рисунок 1 - Общий вид термометров манометрических «A FLOW» с указанием места нанесения заводского номера
Заводской номер термометра наносится на шкалу термометра. Конструкция средства измерений не предусматривает нанесение знака поверки на термометры.
Пломбирование термометров не предусмотрено.
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики термометров приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики термометров
Наименование характеристики
T-MAA, T-MBA
T-MAB, T-MBB, T-MCA
T-MAA, T-MBA
T-MAB, T-MBB, T-MCA
Цена деления шкалы, °С
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений (А), °С
Пределы допускаемой абсолютной погрешности срабатывания СУ (Асу)(3), °С
Диапазон измерений температуры(1), °С
Диапазон измерений температуры(1), °С
Диапазон измерений температуры(2), °С
Диапазон измерений температуры(2), °С
-
-
от -200(4) до +50
-
5
±5
±10
-
-
от -200(4) до +100
-
5
±5
±10
-
-
от -200(4) до +150
-
5
±5
±10
-
-
от -200(4) до +200
от -200(4) до +200
5
±5
±10
-
-
от -100 до +100
-
2
±2
±4
-
-
от -100 до +150
-
5
±5
±10
-
-
от -100 до +200
-
5
±5
±10
-
-
-
от -100 до +300
5
±5
±10
-
от -70 до +50
-
-
2
±2
±4
от -50 до +50
-
-
1
±1
±2
-
-
от -50 до +300
-
5
±5
±10
-
-
от -50 до +400
от -50 до +400
5
±5
±10
-
-
от -50 до +500
от -50 до +500
10
±10
±20
-
-
от -50 до +600
от -50 до +600
10
±10
±20
от -30 до +50
от -30 до +50
-
-
1
±1
±2
от -30 до +100
от -30 до +100
-
-
2
±2
±4
от -10 до +50
от -10 до +50
-
-
1
±1
±2
от -10 до +100
от -10 до +100
-
-
2
±2
±4
от -10 до +50
от -10 до +50
-
-
1
±1
±2
от -10 до +100
от -10 до +100
-
-
2
±2
±4
от 0 до +50
от 0 до +50
-
-
1
±1
±2
-
от 0 до +60
-
-
1
±1
±2
Наименование характеристики
T-MAA, T-MBA
T-MAB, T-MBB, T-MCA
T-MAA, T-MBA
T-MAB, T-MBB, T-MCA
Цена деления шкалы, °С
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений (А), °С
Пределы допускаемой абсолютной погрешности срабатывания СУ (Асу)(3), °С
Диапазон измерений температуры(1), °С
Диапазон измерений температуры(1), °С
Диапазон измерений температуры(2), °С
Диапазон измерений температуры(2), °С
от 0 до +80
от 0 до +80
-
-
1
±1
±2
от 0 до +100
от 0 до +100
-
-
1
±1
±2
от 0 до +120
от 0 до +120
-
-
2
±2
±4
от 0 до +150
от 0 до +150
-
-
2
±2
±4
от 0 до +200
от 0 до +200
-
-
2
±2
±4
от 0 до +250
от 0 до +250
-
-
5
±5
±10
от 0 до +300
от 0 до +300
-
-
5
±5
±10
от 0 до +400
от 0 до +400
от 0 до +400
от 0 до +400
5
±5
±10
-
-
от 0 до +500
от 0 до +500
10
±10
±20
-
-
от 0 до +600
от 0 до +600
10
±10
±20
Примечания:
(1) - для термометров, заполненных жидкостью.
(2) - для термометров, заполненных инертным газом.
(3) - СУ - сигнализирующее устройство.
(4) - погрешность измерений термометра нормируется в диапазоне измерений от -180 °С.
(5) - вариация показаний термометра не превышает значений допускаемой абсолютной погрешности.
(6) - для моделей термометров T-MAA, T-MAB погрешность показаний, приведенная в таблице, является основной погрешностью и нормируется в диапазоне температур окружающей среды от +15 до +25 °С включ. (нормальные условия). Пределы дополнительной допускаемой приведенной погрешности показаний в диапазоне температур от -50 до +15 °С не включ. и св. +25 до +60 °С составляют ±0,4 % от диапазона измерений на каждые 10 °С отклонения температуры от нормальных условий.
(7) - для моделей термометров T-MBA, T-MBB, T-MCA погрешность показаний, приведенная в таблице, является основной погрешностью и нормируется в диапазоне температур окружающей среды от +15 до +25 °С включ. (нормальные условия). Пределы дополнительной допускаемой приведенной погрешности показаний в диапазоне температур от -50 до +15 °С не включ. и св. +25 до +60 °С составляют ±0,4 % от диапазона измерений на каждые 10 °С отклонения температуры от нормальных условий и 0,01 % от диапазона измерений на каждый метр дистанционного капилляра.
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Показатель тепловой инерции, с, не более
55
Диаметр корпуса(1), мм
100;150
Диаметр термобаллона(1), мм
6; 8; 10; 12
Длина термобаллона(1), мм
от 18 до 1000
Длина гибкого капилляра (для моделей M-MAB, T-MBB, T-MCA)(1), м, не более:
- для термометров, заполненных жидкостью
- для термометров, заполненных инертным газом
10
50
Масса, кг, не более
2
Напряжение внешних коммутируемых цепей (для моделей M-MAB, T-MBB, T-MCA), не более:
- для цепей переменного тока с частотой (50±1) Гц, В
- для цепей постоянного тока, В
250
28
Рабочие условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность воздуха, %
от -50 до +60 до 98
Средний срок службы, лет, не менее
10
Средняя наработка до отказа, ч
100000
Примечание:
(1) - Конкретные значения приведены в паспорте на термометры.
Знак утверждения типа
наносится на шкалу термометра и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Термометр (исполнение в соответствии с заказом)
-
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Руководство по эксплуатации
РЭ 26.51.51-009-74081055-2020
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 6 руководства по эксплуатации на термометр.
Нормативные документы
ГОСТ 16920-93 Термометры и преобразователи температуры манометрические. Общие технические требования и методы испытаний.
ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия.
ГОСТ 8.558-2009 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры.
ТУ 26.51.51-009-60416209-2021 Термометры манометрические «A FLOW». Технические условия.
[category] => Термометры
[brand] => ООО "Мониторинг Вентиль и Фитинг", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Модули для измерений, контроля и регулирования температуры
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84071-21
[name] => Модули для измерений, контроля и регулирования температуры
[model] => УМКТ
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ФЭА" (ООО "ФЭА"), г. Самара
[preview_text] => Модули для измерений, контроля и регулирования температуры УМКТ (далее по тексту -приборы или УМКТ) предназначены для измерений и преобразования сигналов, поступающих от термопреобразователей сопротивления (ТС) и термоэлектрических преобразователей (ТП), в цифровые сигналы, а также для контроля и регулирования температуры, и управления технологическими производственными процессами (кроме модели УМКТ (А)).
[page_header] => Модули для измерений, контроля и регулирования температуры УМКТ
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84071-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84071-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84071-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84071-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/84071-21-0004.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84071-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84071-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84071-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84071-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Модули для измерений, контроля и регулирования температуры УМКТ (далее по тексту -приборы или УМКТ) предназначены для измерений и преобразования сигналов, поступающих от термопреобразователей сопротивления (ТС) и термоэлектрических преобразователей (ТП), в цифровые сигналы, а также для контроля и регулирования температуры, и управления технологическими производственными процессами (кроме модели УМКТ (А)).
Описание
Принцип работы УМКТ состоит в следующем: измеренный аналоговый сигнал с подключенного первичного преобразователя температуры поступает на вход прибора, где он преобразуется с помощью аналогово-цифрового преобразователя (АЦП) в цифровой сигнал, соответствующий измеряемой температуре. Далее на основе измеренной температуры формируются сигналы управления внешними исполнительными устройствами с обеспечением независимости регулирования в соответствии с заданной пользователем логикой работы выходных устройств.
Модули для измерения, контроля и регулирования температуры УМКТ выпускаются различных модификаций с конструктивными исполнениями, различающимися количеством входных и выходных каналов измерений и регулирования, типом первичных преобразователей, конструктивным исполнением и метрологическими характеристиками.
По функциональному назначению приборы подразделяются на следующие модели: УМКТ, УМКТ(У) и УМКТ(А).
Модели УМКТ и УМКТ(У) являются стационарными приборами и отличаются друг от друга типами подключаемых датчиков. Модель УМКТ(А) совместно с подключаемым термопреобразователем сопротивления представляет собой переносной измеритель температуры и не поддерживает функцию регулирования температуры и управления технологическими производственными процессами.
Структура маркировки приборов различных модификаций представлена ниже:
Цифровой заводской номер нанесен на боковой поверхности моделей УМКТ и УМКТ (У), а у модели УМКТ (А) - на оборотной поверхности при помощи наклейки.
Фотографии общего вида различных конструктивных исполнений приборов моделей УМКТ и УМКТ(У) рисунках 1-3. Фотография общего вида прибора модели УМКТ (А) приведена на рисунке 4. Фотография примера маркировки и место нанесения заводского номера прибора модели УМКТ (У) приведена на рисунке 5.
Конструкция приборов не предусматривает нанесение знака поверки на его корпус.
Рисунок 1 - внешний вид конструктивного исполнения Н1
Рисунок 2 - внешний вид конструктивного исполнения Щ2
Рисунок 4 - внешний вид модели УМКТ (А)
Рисунок 5 - пример маркировки прибора модели УМКТ (У) Пломбирование приборов не предусмотрено.
Рисунок 3 - внешний вид конструктивного исполнения D1 место нанесения заводского номера
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) приборов состоит только из встроенного, метрологически значимого ПО. Данное ПО находится в ПЗУ, размещенном внутри корпуса измерителя, и недоступное для внешней модификации. Метрологические характеристики приборов нормированы с учетом влияния встроенного ПО.
В соответствии с п. 4.3 рекомендации по метрологии Р 50.2.077-2014 конструкция терморегистраторов исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию. В соответствии с п. 4.5 рекомендации по метрологии Р 50.2.077-2014 уровень защиты встроенного ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий».
Идентификационные данные встроенного ПО - отсутствуют.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики модулей для измерения, контроля и регулирования
температуры модели УМКТ
Тип НСХ1)
Диапазон измерений
Пределы допускаемой приведенной погрешности, % (от диапазона измерений)2)
100П (а=0,00391 °С-1)
от -200 до +750 °C
±0,25
50П (а=0,00391 °С-1)
от -200 до +750 °C
Pt100 (а=0,00385 °С-1)
от -200 до +750 °C
Pt50 (а=0,00385 °С-1)
от -200 до +750 °C
100М (а=0,00428 °С-1)
от -200 до +200 °C
50М (а=0,00428 °С-1)
от -200 до +200 °C
Cu100 (а=0,00426 °С-1)
от -50 до +200 °C
Cu50 (а=0,00426 °С-1)
от -50 до +200 °C
ТСМ 53М, W100=1,4260 (гр. 23)
от -50 до +200 °C
ТСП 46П, W100=1,3910 (гр. 21)
от -200 до +650 °C
Примечания:
1) - типы НСХ термопреобразователей сопротивления по ГОСТ 6651-2009, кроме типов ТСМ 53М с W100=1,4260 (гр. 23) и ТСП 46П с W100=1,3910 (гр. 21), они по ГОСТ 6651-59;
2) - пределы допускаемой приведенной погрешности измерения указаны без учета погрешности измерения подключаемых термопреобразователей сопротивления.
Таблица 2 - Метрологические характеристики модулей для измерения, контроля и регулирования температуры модели УМКТ(У)____________________________________________________
Тип НСХ1)
Диапазон измерений
Пределы допускаемой приведенной погрешности, % (от диапазона измерений)2), 3)
100П (а=0,00391 °С-1)
от -200 до +750 °C
±0,25
50П (а=0,00391 °С-1)
от -200 до +750 °C
Pt100 (а=0,00385 °С-1)
от -200 до +750 °C
Pt50 (а=0,00385 °С-1)
от -200 до +750 °C
100М (а=0,00428 °С-1)
от -200 до +200 °C
50М (а=0,00428 °С-1)
от -200 до +200 °C
Cu100 (а=0,00426 °С-1)
от -50 до +200 °C
Cu50 (а=0,00426 °С-1)
от -50 до +200 °C
ТСМ 53М, W100=1,4260 (гр. 23)
от -50 до +200 °C
ТСП 46П, W100=1,3910 (гр. 21)
от -200 до +750 °C
A-1
от 0 до +2500 °C
±0,5
A-2
от 0 до +1800 °C
A-3
от 0 до +1800 °C
B
от +250 до +1800 °C
J
от -200 до +1200 °C
K
от -200 до +1300 °C
L
от -200 до +800 °C
E
от -200 до +1000 °C
N
от -200 до +1300 °C
R
от 0 до +1750 °C
S
от 0 до +1750 °C
Тип НСХ1)
Диапазон измерений
Пределы допускаемой приведенной погрешности, % (от диапазона измерений)2), 3)
T
от -200 до +400 °C
Сигнал силы постоянного тока от 0 до 5 мА
от 0 до 100 %
±0,25
Сигнал силы постоянного тока от 4 до 20 мА
от 0 до 100 %
Сигнал силы постоянного тока от 0 до 20 мА
от 0 до 100 %
Сигнал напряжения постоянного тока от 0 до 1 В
от 0 до 100 %
Сигнал напряжения постоянного тока от -50 до +50 мВ
от 0 до 100 %
Примечания:
1) - типы НСХ термопреобразователей сопротивления и термоэлектрических преобразователей по ГОСТ 6651-2009 и ГОСТ Р 8.585-2001 соответственно, кроме типов ТСМ 53М с W1oo=1,426O (гр. 23) и ТСП 46П с W1oo=1,391O (гр. 21), они по ГОСТ 6651-59;
2) - пределы допускаемой приведенной погрешности измерения указаны без учета погрешности измерения подключаемых термопреобразователей сопротивления;
3) - пределы допускаемой приведенной погрешности измерения сигналов от термоэлектрических преобразователей указаны с учетом погрешности схемы компенсации температуры «холодного» спая термопары.
Таблица 3 - Метрологические характеристики модулей для измерения, контроля и регулирования температуры модели УМКТ (А)_______________________________________________________
Тип НСХ1), 2)
Диапазон измерений
Пределы допускаемой приведенной погрешности, % (от диапазона измерений)3)
100П (а=0,00391 °С-1)
от -50 до +120 °C
±0,25
50П (а=0,00391 °С’1)
от -50 до +120 °C
Pt100 (а=0,00385 °С’1)
от -50 до +120 °C
Pt50 (а=0,00385 °С’1)
от -50 до +120 °C
100М (а=0,00428 °С’1)
от -50 до +120 °C
50М (а=0,00428 °С’1)
от -50 до +120 °C
Cu100 (а=0,00426 °С’1)
от -50 до +120 °C
Cu50 (а=0,00426 °С’1)
от -50 до +120 °C
53М (а=0,00426 °С’1)
от -50 до +120 °C
46П (а=0,00391 °С’1)
от -50 до +120 °C
100П (а=0,00391 °С’1)
от -80 до +650 °C
50П (а=0,00391 °С’1)
от -80 до +650 °C
Pt100 (а=0,00385 °С’1)
от -80 до +650 °C
ТСМ 53М, W100=1,4260 (гр. 23)
от -80 до +650 °C
ТСП 46П, W100=1,3910 (гр. 21)
от -80 до +650 °C
Примечания:
1) - типы НСХ подключаемых термопреобразователей сопротивления по ГОСТ 6651 -2009, кроме типов ТСМ 53М c W100=1,4260 (гр. 23) и ТСП 46П c W100=1,3910 (гр. 21), они по ГОСТ 6651-59;
2) - тип НСХ термопреобразователей устанавливается изготовителем, по умолчанию установлен тип НСХ «Pt100» с диапазоном измерений от -50 до +120 °C;
Тип НСХ1), 2)
Диапазон измерений
Пределы допускаемой приведенной погрешности, % (от диапазона измерений)3)
3) - пределы допускаемой приведенной погрешности измерения указаны без учета погрешности измерения подключаемых термопреобразователей сопротивления.
Таблица 4 - Основные технические характеристики модулей для измерения, контроля и
регулирования температуры модели УМКТ
Наименование характеристики
Значение
Параметры электрического питания:
Для всех моделей кроме модели УМКТ (А):
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Г ц
Для модели УМКТ (А)
- напряжение постоянного тока, В
от 110 до 245 50
1,2 (от аккумулятора или батареи типа АА)
Габаритные размеры, мм, не более:
- для конструктивного исполнения Н1
- для конструктивного исполнения Щ2
- для конструктивного исполнения D1
- для модели УМКТ (А)
138x105x59 96x48x100 66x90x106 135x70x20
Масса, кг, не более:
- для всех моделей кроме модели УМКТ (А)
- для модели УМКТ (А)
1,0
0,4
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
40000
Средний срок службы прибора, лет, не менее
8
Рабочие условия эксплуатации:
Для всех моделей кроме модели УМКТ (А):
- температура окружающего воздуха,°С
- относительная влажность воздуха (при температуре окружающего воздуха +35 °C), %
Для модели УМКТ (А):
- температура окружающего воздуха,°С
- относительная влажность воздуха (при температуре
окружающего воздуха +35 °C), %
от +5 до +50
от 30 до 80
от -20 до +50
от 30 до 80
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта и руководства по эксплуатации типографским способом, а также на корпус прибора при помощи наклейки или лазерной гравировки.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
Количество
Примечание
Модуль для измерений, контроля и регулирования температуры УМКТ
1 шт.
модель в соответствии с заказом
Руководство по эксплуатации УМКТ.421729.006 РЭ
1 экз.
для модели УМКТ
Руководство по эксплуатации УМКТ.421729.011 РЭ
1 экз.
для модели УМКТ (У)
Руководство по эксплуатации УМКТ.421729.005 РЭ
1 экз.
для модели УМКТ (А)
Паспорт УМКТ.421729.002 ПС
1 экз.
-
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Работа прибора» Руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия.
ГОСТ 6651-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний.
ГОСТ Р 8.585-2001 ГСИ. Термопары. Номинальные статические характеристики преобразования.
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30.12.2019 г. № 3456 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений
электрического сопротивления постоянного и переменного тока».
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30.12.2019 г. № 3457 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений
постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы».
ТУ 4217-001-54012749-2002 «Модули для измерений, контроля и регулирования температуры УМКТ. Технические условия».
[category] =>
[brand] => ООО "ФЭА", г.Самара
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 42
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 8
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 42
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Устройства контроля веса
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84070-21
[name] => Устройства контроля веса
[model] => УКВ
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью внедренческое конструкторское предприятие "СИГНАЛ-ПАК" (ООО ВКП "СИГНАЛ-ПАК"), г. Екатеринбург
[preview_text] => Устройства контроля веса УКВ представляют собой весы автоматические (далее -весы) предназначенные для измерения массы и сортировки и(или) маркировки фасованных товаров.
[page_header] => Устройства контроля веса УКВ
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84070-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84070-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84070-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84070-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84070-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Устройства контроля веса УКВ представляют собой весы автоматические (далее -весы) предназначенные для измерения массы и сортировки и(или) маркировки фасованных товаров.
Описание
Принцип действия весов основан на преобразовании деформации упругого элемента тензометрического датчика, возникающей под действием силы тяжести, действующей на взвешиваемый объект, в аналоговый электрический сигнал и преобразуемый аналогоцифровым преобразователем в цифровой сигнал.
Конструктивно весы представляют следующие модули, устанавливаемые на металлическую раму:
- измерительный модуль с грузоприемным устройством;
- два транспортных модуля (для подачи, перемещения и отвода груза);
- блок управления, оснащенный TFT-дисплеем, предназначенный для выбора режимов работы устройства и индикации результатов взвешивания.
Грузопередающим устройством является ленточный конвейер и дополнительные грузовые конвейеры для подачи и перемещения фасованного товара (груза). Груз взвешивается при его перемещении по транспортеру через грузоприемное устройство.
Измерительный модуль оборудован фотоэлементом для распознавания единиц подаваемого груза, пневматическим выталкивателем для сортировки взвешенного груза в зависимости от отклонения их массы от установленных значений.
Весы применяются в составе технологических линий в пищевой промышленности и торговле и предназначены для работы совместно с упаковочными автоматами, в качестве устройства для контроля массы фасованных товаров с последующей отбраковкой (при несоответствии массы фасованного товара заданному значению), а также для коррекции массы товара (дозы) при работе с объемным дозатором (стаканчиковый, шнековый).
Весы оснащены следующими функциями:
- отбраковки по выходу массы груза за верхний и (или) нижний задаваемые оператором пределы с работой выталкивателя;
- отбраковки по выходу массы груза за верхний и (или) нижний задаваемые оператором пределы без работы выталкивателя с подсчетом количества отбракованного груза;
- памяти на 100 программ работы.
Список прикладных программ, не связанных со взвешиванием:
- подсчет числа объектов и средней массы фасованного товара в партии;
- суммирование массы фасованного товара в партии;
- переключение массы нетто / брутто.
При производстве весов используются тензометрические весоизмерительные датчики ВСА-15 производства фирмы «CAS Corporation», Республика Корея (регистрационный номер по Федеральному информационному фонду по обеспечению единства измерений 51261-12).
Весы выпускаются с окрашенным корпусом или из нержавеющей стали, предусмотрена регулировка высоты измерительного модуля с грузоприемным устройством и транспортных модулей.
Маркировочная табличка наносится на грузоприемное устройство и блок управления.
Весы выпускаются в шести модификациях УКВ-1.3-С, УКВ-1.6-С, УКВ-1.12-С, УКВ-1.3-Э, УКВ-1.6-Э, УКВ-1.12-Э, отличающихся метрологическим и техническими характеристиками, габаритными размерами, а также функциями сортировки или этикетирования по массе.
Обозначение весов имеет вид УКВ-l.X-Y,
г де УКВ - обозначение типа;
Х - обозначение максимальной нагрузки в кг;
Y - С -весы с функцией сортировки по массе;
Э - весы с функцией этикетирования по массе;
На маркировочной табличке блока управления указывается:
- наименование производителя;
- обозначение модификации;
- год изготовления и заводской номер;
[category] =>
[brand] => ООО ВКП "Сигнал-ПАК", г.Екатеринбург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Приборы многофункциональные измерительные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84068-21
[name] => Приборы многофункциональные измерительные
[model] => SM
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Электрорешения" (ООО "Электрорешения"), г. Москва
[preview_text] => Приборы многофункциональные измерительные SM (далее - приборы) предназначены для измерений напряжения и силы переменного тока, активной, реактивной, полной электрической мощности, активной и реактивной электрической энергии, частоты переменного тока, коэффициента мощности, а также параметров качества электрической энергии в трехфазных трехпроводных, трехфазных четырехпроводных электрических сетях.
[page_header] => Приборы многофункциональные измерительные SM
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0004.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0006.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0008.jpg
[7] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0009.jpg
[8] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0010.jpg
[9] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0012.jpg
[10] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0013.jpg
[11] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0014.jpg
[12] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0015.jpg
[13] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0016.jpg
[14] => https://all-pribors.ru/pics/original/84068-21-0017.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84068-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84068-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84068-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84068-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Приборы многофункциональные измерительные SM (далее - приборы) предназначены для измерений напряжения и силы переменного тока, активной, реактивной, полной электрической мощности, активной и реактивной электрической энергии, частоты переменного тока, коэффициента мощности, а также параметров качества электрической энергии в трехфазных трехпроводных, трехфазных четырехпроводных электрических сетях.
Описание
Принцип действия приборов основан на преобразовании входных аналоговых сигналов с помощью аналого-цифрового преобразователя (далее - АЦП) и последующей математической обработке измеренных величин в зависимости от алгоритма расчета измеряемого параметра с отображением результатов на дисплее.
Конструктивно приборы выполнены в пластмассовом корпусе и состоят из входных первичных преобразователей напряжения и силы переменного тока, АЦП, микропроцессора, дисплея.
Приборы выпускаются в модификациях SM-H, SM-E, SM-B-72, SM-B-96, SM-G33H отличающихся метрологическими и техническими характеристиками, типом дисплея, выполняемыми функциями.
Приборы модификации SM-Е имеют LED-дисплей, модификации SM-H -жидкокристаллический дисплей (далее - ЖК-дисплей), модификации SM-G33H - сегментный ЖК-дисплей, модификации SM-B-72, SM-B-96 - LCD-дисплей.
На задней панели расположены вводы питания прибора, измерительные входы, а также выводы интерфейсов RS-485, дискретные входы, импульсные выходы. Перечисленные входы и выходы гальванически разделены. Четыре кнопки на лицевой панели позволяют просматривать на дисплее измеряемые величины и настраивать прибор.
Заводской номер наносится на маркировочную наклейку типографским методом в виде буквенно-цифрового кода.
Общий вид приборов представлен на рисунке 1. Нанесение знака поверки на приборы в обязательном порядке не предусмотрено. Пломбирование приборов не предусмотрено.
а) модификация SM-E
МУК to V9t г- RS485 -1 АР
V Г* * ? 1 ♦ ;
1 I I 1 I I ■ I ■ ' И I 47 I Al I I I I
б) модификация SM-G33H
в) модификация SM-H
д) модификация SM-B-72 Рисунок 1 - Общий вид приборов
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) приборов является встроенным. Программное обеспечение приборов встроено в защищённую от записи память микроконтроллера, что исключает возможность его несанкционированной настройки и вмешательства, приводящим к искажению результатов измерений.
ПО является метрологически значимым.
Метрологические характеристики приборов нормированы с учетом влияния ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с рекомендациями Р 50.2.077-2014.
Программное обеспечение защищено от преднамеренных изменений с помощью специальных программных средств (программы-отладчики и редакторы жесткого диска, средства программной разработки).
Идентификационные данные ПО приборов приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные
Значение для модификации
SM-E
SM-G33H
SM-Н
SM-B-96, SM-B-72
Идентификационное наименование
ПО
SME
G33H
SMH
SMB
Номер версии (идентификационный номер ПО), не ниже
1001
1000
1002
1000
Цифровой идентификатор ПО
E1CFC76E
76ED3E05
408EA95 8
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение для модификации
SM-E
SM-G33H
SM-Н
SM-B-96
SM-B-72
Номинальное среднеквадратическое значение фазного напряжения переменного тока ином.ф, В
100; 380
230; 380
230; 380
57,7; 100; 230;
400
Номинальное среднеквадратическое значение линейного напряжения переменного тока ином.л, В
1,73-ином.ф
Номинальное среднеквадратическое значение силы переменного тока 1ном, А
1; 5
Номинальное значение частоты переменного тока, Гц
50
Номинальное значение коэффициента мощности cos9
1
Диапазон измерений среднеквадратических значений фазного/линейного напряжения переменного тока при частоте 50 Гц, В
от 0,2/Лном.ф(л) до ином.ф(л)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений среднеквадратических значений фазного/линейного напряжения переменного тока при частоте 50 Гц, %
±0,5
±0,2
±0,2
±0,5
Диапазон измерений среднеквадратических значений силы переменного тока при частоте 50 Гц, А
от 0,01 • 1ном до 1ном
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений среднеквадратических значений силы переменного тока при частоте 50 Гц, %
±0,5
±0,2
±0,2
±0,5
Диапазоны измерений фазной и суммарной по трем фазам электрической мощности при частоте 50 Гц: - активной, Вт
0,2/Лном.ф(л) — U — ином.ф(л); 0,01-!ном — I — 1ном; 0 — cosф — 1
Наименование характеристики
Значение для модификации
SM-E
SM-G33H
SM-Н
SM-B-96
SM-B-72
- реактивной, вар
- полной, В • А
0,2/Лном.ф(л) — U — ином.ф(л); 0,01-!ном — I — 1ном; 0 — sinф — 1
0,2/Лном.ф(л) — U — ином.ф(л); 0,01-!ном — I — 1ном
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений фазной и суммарной по трем фазам активной, реактивной, полной электрической мощности при частоте 50 Гц, %
±0,5
±0,5
±0,5
±0,5
Диапазоны измерений электрической энергии: - активной, Вт^ч
- реактивной, вар^ч
0,2/Лном.ф(л) — U — ином.ф(л); 0,01-!ном — I — W 0 — СОБф — 1
0,2/Лном.ф(л) — U — ином.ф(л); 0,01-!ном — I — W 0 — ыпф — 1
Пределы допускаемых погрешностей измерений активной электрической энергии, %
представлены в таблицах 3, 4
представлены в таблицах 5, 6
Пределы допускаемых погрешностей измерений реактивной электрической энергии, %
представлены в таблицах 7, 8
Постоянная счетчика:
- импульсный выход активной электрической энергии, имп./кВт-ч
- импульсный выход реактивной электрической энергии, имп./квар^ч
5000
5000
5000
3200
Диапазон измерений угла фазового сдвига между фазными напряжениями,°
-
от 0 до 360
-
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями, °
-
±0,1
-
Наименование характеристики
Значение для модификации
SM-E
SM-G33H
SM-Н
SM-B-96
SM-B-72
Диапазон измерений угла фазового сдвига между напряжением и током, °
-
от 0 до 360
-
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между фазными напряжением и током, °
-
±0,1
-
Диапазон измерений частоты переменного тока, Гц
от 45 до 65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты переменного тока, Гц
±0,01
Диапазон измерений коэффициента мощности cos9
от 0 до 1
Пределы допускаемой приведенной (к номинальному значению) погрешности измерений фазного и суммарного по трем фазам коэффициента мощности cos9, %
±1,4
±0,5
±1,4
±0,5
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерений активной электрической энергии (для модификаций SM-E,
SM-G33H, SM-Н) при симметричной трехфазной нагрузке_________________________________________________________________
Значение силы переменного тока I, А
Значение напряжения переменного тока, В
Коэффициент мощности cos9
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений активной электрической энергии, %
0,01<!ном < I < 0,05-!ном
ином.ф
1,00
±1,0
0,05'!ном < I< 1ном
±0,5
0,02^ном < I < 1ном
0,50 (при индуктивной нагрузке)
±1,0
0,80 (при емкостной нагрузке)
0, 1’Хном < I < 1ном
0,50 (при индуктивной нагрузке)
±0,6
0,80 (при емкостной нагрузке)
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерений активной электрической энергии (для модификаций SM-E, SM-G33H, SM-Н) при однофазной нагрузке и симметрии многофазных напряжений, приложенных к цепям напряжения
Значение силы переменного тока I, А
Значение напряжения переменного тока, В
Коэффициент мощности cos9
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений активной электрической энергии, %
0,05-!ном < I < 1ном
ином.ф
1,00
±0,6
0,1-!ном < I < 1ном
0,50 (при индуктивной нагрузке)
±1,0
Таблица 5 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерений активной электрической энергии (для модификаций SM-B-96, SM-B-72) при симметричной трехфазной нагрузке_____________________________________________________________________________
Значение силы переменного тока I, А
Значение напряжения переменного тока, В
Коэффициент мощности cos9
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений активной электрической энергии, %
0,02<[ном < I < 0,05-!ном
ином.ф
1,00
±1,5
0,05<[ном < I< 1ном
±1,0
0,05^ном < I < 1ном
0,50 (при индуктивной нагрузке) 0,80 (при емкостной нагрузке)
±1,5
0,Ыном < I< 1ном
0,50 (при индуктивной нагрузке) 0,80 (при емкостной нагрузке)
±1,0
Таблица 6 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерений активной электрической энергии (для модификаций SM-B-96,
SM-B-72) при однофазной нагрузке и симметрии многофазных напряжений, приложенных к цепям напряжения
Значение силы переменного тока I, А
Значение напряжения переменного тока, В
Коэффициент мощности cos9
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений активной электрической энергии, %
0,05-!ном < I < 1ном
ином.ф
1,00
±2,0
0,1-!ном < I < 1ном
0,50 (при индуктивной нагрузке)
Таблица 7 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерений реактивной электрической энергии (для модификаций SM-E, SM-G33H, SM-Н, SM-B-96, SM-B-72) при симметричной трехфазной нагрузке_____________________________________________________
Значение силы переменного тока I, А
Значение напряжения переменного тока, В
Коэффициент sino (при индуктивной или емкостной нагрузке)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений реактивной электрической энергии, %
0,02<!ном < I < 0,05-!ном
ином.ф
1,00
±2,5
0,05<!ном < I < 1ном
±2,0
0,05<!ном < I < 0,10-!ном
0,50
±2,5
0,10<!ном < I< 1ном
±2,0
0,10<!ном < I < 1ном
0,25
±2,5
Таблица 8 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерений реактивной электрической энергии (для модификаций SM-E, SM-G33H, SM-Н, SM-B-96, SM-B-72) при однофазной нагрузке и симметрии многофазных напряжений, приложенных к цепям напряжения .
Значение силы переменного тока I, А
Значение напряжения переменного тока, В
Коэффициент sino (при индуктивной или емкостной нагрузке)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений реактивной электрической энергии, %
0,05^ном < I < 1ном
ином.ф
1,00
±3,0
0,10-!ном < I < 1ном
0,50
Таблица 9 - Основные технические характеристики приборов
Наименование характеристики
Значение для модификации
SM-E
SM-G33H
SM-Н
SM-B-96
SM-B-72
Габаритные размеры (длинахширинахвысота), мм, не более
96х96х96
72,0x63,5x90,0
96x96x96
96x96x96
72x68x72
Масса, кг, не более
0,360
0,300
0,360
0,431
0,322
Параметры электрического питания: - напряжение постоянного тока, В - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
от 20 до 300
от 20 до 300
50±1
от 85 до 264 от 85 до 264 50±1
Потребляемая мощность, В^А, не более
5
3
Рабочие условия измерений:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность при температуре + 35 °С, %, не более
от -40 до +70 95
от -25 до +70 95
от -10 до +55 85
Средняя наработка на отказ, ч
110000
Средний срок службы, лет
10
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации (паспорта) и методом трафаретной печати на корпус прибора.
Комплектность
аблица 10 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Прибор многофункциональный измерительный SM
-
1 шт.
Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
Паспорт
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 3 «Монтаж и схема подключения» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
ТУ 265143-024-52681400-2020 «Приборы многофункциональные измерительные SM. Технические условия»
ГОСТ 8.551-2013 «Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Государственная поверочная схема для средств измерений электрической мощности и электрической энергии в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 14 мая 2015 года № 575 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений силы переменного электрического 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 03 сентября 2021 года № 1942 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений переменного электрического напряжения до 1000 В в диапазоне частот от 1-10-1 до 2-109 Гц»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 декабря 2019 года № 2882 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений угла фазового сдвига между двумя электрическими напряжениями в диапазоне частот от 1-10’2 до 2-107 Гц»
[category] =>
[brand] => ООО "Электрорешения", г. Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 6287
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 4
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 6287
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 02.04.2024
)
)
)
Системы измерительные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84031-21
[name] => Системы измерительные
[model] => "КАСКАД-СИСТЕМА"
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ВиКонт" (ООО "ВиКонт"), г. Москва
[preview_text] => Системы измерительные «КАСКАД-СИСТЕМА» (далее - системы) предназначены для измерений виброперемещения, виброскорости, виброускорения абсолютной вибрации, виброперемещения относительной вибрации, частоты вращения, относительного линейного перемещения, угла наклона, а также для регистрации и отображения результатов измерений и расчетных величин.
[page_header] => Системы измерительные "КАСКАД-СИСТЕМА"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84031-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84031-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84031-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84031-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84031-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Системы измерительные «КАСКАД-СИСТЕМА» (далее - системы) предназначены для измерений виброперемещения, виброскорости, виброускорения абсолютной вибрации, виброперемещения относительной вибрации, частоты вращения, относительного линейного перемещения, угла наклона, а также для регистрации и отображения результатов измерений и расчетных величин.
Описание
Функционально система состоит из измерительных каналов (ИК):
- ИК виброперемещения абсолютной вибрации;
- ИК виброскорости абсолютной вибрации;
- ИК виброускорения абсолютной вибрации;
- ИК виброперемещения относительной вибрации;
- ИК частоты вращения;
- ИК относительного линейного перемещения;
- ИК угла наклона.
ИК системы состоят из:
а) первичных измерительных преобразователей (ПИП):
- вибропреобразователи пьезоэлектрические с предусилителями серии ВК-310,
регистрационный номер средства измерений в Федеральном информационном фонде (рег. № 85778-22);
- вибропреобразователи серии ВК-310, рег. № 78207-20;
- вибропреобразователи скорости серии ВК-310, рег. № 77663-20;
- приборы для измерения и контроля вибрации «КАСКАД-СИСТЕМА», рег. № 86541-22;
- приборы для измерения относительной вибрации ВК-306, рег. № 84040-21;
- тахометр ВК-307, рег. № 30951-11;
- приборы для измерения линейного перемещения ВК-306, рег. № 56322-14;
- приборы для измерения линейного перемещения ВК-308 (технические условия ВТПР.421411.038 ТУ);
- приборы для измерения угла наклона ВК-600 (инклинометр) (ВТПР.401229.040 ТУ);
- вибропреобразователи МВ-43, рег. № 16985-08;
- вибропреобразователи МВ-44, рег. № 21349-06;
- вибропреобразователи МВ-47, рег. № 41842-09;
- преобразователи перемещений ВП, рег. № 41665-09;
- акселерометры серий 333, 351, 352, 353, 357 и 393, рег. № 76059-19;
- акселерометры пьезоэлектрические моделей 355В02, 355В03, 355В04, 355В12, 355В33, 355А40, рег. № 49217-12;
- преобразователи пьезоэлектрические серии 600, рег. № 79955-20;
- аппаратура «Вибробит 100», рег. № 50585-12;
- аппаратура «Вибробит 300», рег. № 50586-12;
- аппаратура «Вибробит 400», рег. № 57879-14;
- датчики уклона S170C, рег. № 81887-21;
б) вторичная часть системы включает:
- модули ввода-вывода ЭЛМЕТРО-МВВ, Метран-970, рег. № 61628-15;
- преобразователи напряжения измерительные L-CARD, рег. № 70108-17;
- установки измерительные LTR, рег. № 78771-20;
- модули автоматики серии NL, рег. № 75710-19;
- устройства коммутации.
Устройства коммутации включают в себя соединительные коробки и кабели, обеспечивающие передачу измерительного сигнала, источники питания, барьеры искробезопасности, при установке ПИП в опасных зонах. Преобразований измерительной информации в устройствах коммутации не происходит.
Контроль за работой оборудования системы осуществляется с рабочей станции (РС), выполненной на базе ПЭВМ, которая позволяет получать результаты измерений.
Заводской номер наносится на шильдик с производственными данными в виде цифрового обозначения, состоящего из 6 арабских цифр и года выпуска, расположенный на задней стороне корпуса стойки управления.
Общий вид стойки управления системы представлены на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид стойки управления Пломбирование системы не предусмотрено.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
Работа системы осуществляется под управлением программного обеспечения (ПО) «ВиКонт Сфера» в среде операционной системы MS «Windows», обеспечивающего циклический сбор измерительной информации от ИК системы, расшифровку полученной информации и приведение ее к виду, удобному для дальнейшего использования; визуализацию результатов измерений в цифровом и графическом представлении; обеспечение режимов градуировки и тестирования (поверк и) ИК системы.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ВиКонт Сфера Клиент
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Не ниже 1.0.42.4
Цифровой идентификатор ПО
отсутствует
Технические характеристики
В таблицах 2-9 указаны предельные значения характеристик ИК, конкретные значения диапазона измерений, частотного диапазона и погрешности указываются в сопроводительной документации на ИК для каждого типа используемых ПИП и ВИК.
Таблица 2 -Метрологические характеристики системы
Измеряемый параметр
Диапазон измерений
Характеристики погрешности 1)
Виброперемещение абсолютной вибрации
от 10 до 2000 мкм
(Диапазон частот от 0,5 до 18000 Гц)
6 = ± 5 %
Виброскорость абсолютной вибрации
от 0,1 до 100 мм/с
(Диапазон частот от 0,5 до 18000 Гц)
Виброускорение абсолютной вибрации
от 0,1 до 1000 м/с2
(Диапазон частот от 0,5 до 18000 Гц)
Виброперемещение относительной вибрации
от 10 до 2000 мкм
(Диапазон частот: от 0,5 до 1500 Гц)
Относительное линейное перемещение
от -5 до 1250 мм
Y = от ± 2,5 % до ± 7,5 %
Частота вращения
от 1 до 9999 об/мин
Д = ± (0,005 ^изм+1) об/мин
Угол наклона
от ±1 мм/м до ±5 мм/м
Y = от ± 3 % до ± 6 %
Примечания:
Y - пределы допускаемой основной приведенной погрешности, нормированные от разницы между верхней и нижней границами ДИ;
Д - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности;
6 - пределы допускаемой основной относительной погрешности;
1) - указаны пределы допускаемых основных погрешностей ИК, остальные характеристики погрешностей ИК приведены в таблицах 3-9; указаны пределы погрешности на базовой частоте;
указаны пределы погрешности в пределе в диапазоне св. 0,1 до 1,0 верхнего предела диапазона измерений.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК измерения виброускорения абсолютной вибрации
Состав ИК
Наименование характеристики
Значение 1)
ПИП
ВИК
Вибропреобразователи пьезоэлектрические с предусилителями серии ВК-310, рег. № 8577822;
Вибропреобразователи серии ВК-310, рег. № 78207-20;
Приборы для измерения и контроля вибрации «КАСКАД-СИСТЕМА, рег. № 86541-22;
Вибропреобразователи МВ-43, рег. № 1698508;
Акселерометры серий 333, 351, 352, 353, 357 и 393, рег. № 76059-19;
Акселерометры пьезоэлектрические моделей 355В02, 355В03, 355В04, 355В12, 355В33, 355А40, рег. № 49217-12;
Преобразователи пьезоэлектрические серии 600, рег. № 79955-20;
Аппаратура «Вибробит 100», рег. № 50585-12;
Аппаратура «Вибробит 300», рег. № 50586-12.
Модули ввода-
вывода ЭЛМЕТРО-МВВ, Метран-
970, рег. №
61628-15;
Преобразователи напряжения измерительные L-CARD, рег. № 70108-17; Установки измерительные LTR, рег. №
78711-20; Модули автоматики серии NL, рег. № 75710-19.
Границы диапазона измерений амплитуды виброускорения, м/с2
от 0,1 до 1000
Границы диапазона рабочих частот, Гц
от 0,7 до 15000
Пределы допускаемого отклонения действительного значения коэффициента преобразования от номинального значения на базовой частоте, %, не более
±5
Пределы основной относительной погрешности на базовой частоте в диапазоне св. 0,1 до 1,0 верхнего предела диапазона измерений, %, не более
± 1,5
Неравномерность частотной характеристики в диапазоне частот от 2,5Тн до 0,75Тв, %, не более
± 10
Неравномерность частотной характеристики в диапазоне рабочих частот, дБ
±3
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений в диапазоне рабочих температур, %/°С, не более
±0,1
1) - В таблице указан максимальный диапазон измерений для данной структуры ИК, внутри которого выбираются конкретные рабочие поддиапазоны измерений. Конкретные значения диапазона измерений, границ частотного диапазона, коэффициента преобразования и пределов допускаемой погрешности указываются в паспорте на ИК для каждого типа используемого ПИП.
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК измерения виброскорости абсолютной вибрации
Состав ИК
Наименование характеристики
Значение 1)
ПИП
ВИК
Вибропреобразователи пьезоэлектрические с предусилителями серии ВК-310, рег. № 85778-22;
Вибропреобразователи скорости серии ВК-310, рег. № 77663-20;
Приборы для измерения и контроля вибрации
«КАСКАД-СИСТЕМА, рег. № 86541-22;
Аппаратура «Вибробит 100», рег. № 50585-12;
Аппаратура «Вибробит 300», рег. № 50586-12.
Модули ввода-вывода
ЭЛМЕТРО-МВВ, Метран-970,
рег. № 61628-15;
Преобразователи напряжения
измерительные L-CARD, рег.
№ 70108-17;
Установки измерительные LTR, рег. № 78711-20;
Модули автоматики серии NL, рег. № 75710-19.
Границы диапазона измерений среднеквадратичного значения виброскорости, мм/с
от 0,1 до 100
Границы диапазона рабочих частот, Гц
от 2 до 1000
Пределы допускаемого отклонения действительного значения коэффициента преобразования от номинального значения на базовой частоте, %, не более
±5
Пределы основной относительной погрешности на базовой частоте в диапазоне св. 0,1 до 1,0 верхнего предела диапазона измерений, %, не более
± 1,5
Неравномерность частотной характеристики в диапазоне частот от 2,5Тн до 0,75Тв, %, не более
± 10
Неравномерность частотной характеристики в диапазоне рабочих частот, дБ
±3
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений в диапазоне рабочих температур, %/°С, не более
±0,1
1) - В таблице указан максимальный диапазон измерений для данной структуры ИК, внутри которого выбираются конкретные рабочие
поддиапазоны измерений. Конкретные значения диапазона измерений, границ частотного диапазона, коэффициента преобразования и пределов допускаемой погрешности указываются в паспорте на ИК для каждого типа используемого ПИП.
Таблица 5 - Метрологические характеристики ИК измерения виброперемещения абсолютной вибрации
Состав ИК
Наименование характеристики
Значение 1)
ПИП
ВИК
Вибропреобразователи пьезоэлектрические с предусилителями серии ВК-310, рег. № 85778-22;
Вибропреобразователи серии ВК-310, рег. № 78207-20;
Приборы для измерения и контроля вибрации «КАСКАД-СИСТЕМА, рег. № 86541-22;
Аппаратура «Вибробит 100», рег. № 50585-12;
Аппаратура «Вибробит 300», рег. № 50586-12.
Модули ввода-вывода
ЭЛМЕТРО-МВВ, Метран-
970, рег. № 61628-15;
Преобразователи напряжения измерительные L-CARD, рег. № 70108-17;
Установки измерительные
LTR, рег. № 78711-20;
Модули автоматики серии NL, рег. № 75710-19.
Границы диапазона измерений размаха виброперемещения, мкм
от 10 до 2000
Границы диапазона рабочих частот, Гц
от 0,7 до 500
Пределы допускаемого отклонения действительного значения коэффициента преобразования от номинального значения на базовой частоте, %, не более
±5
Пределы основной относительной погрешности на базовой частоте в диапазоне св. 0,1 до 1,0 верхнего предела диапазона измерений, %, не более
± 1,5
Неравномерность частотной характеристики в диапазоне частот от 2,5Тн до 0,75Тв, %, не более
± 5
Неравномерность частотной характеристики в диапазоне рабочих частот, дБ
±3
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений в диапазоне рабочих температур, %/°С, не более
±0,1
1) - В таблице указан максимальный диапазон измерений для данной структуры ИК, внутри которого выбираются конкретные рабочие поддиапазоны измерений. Конкретные значения диапазона измерений, границ частотного диапазона, коэффициента преобразования и пределов допускаемой погрешности указываются в паспорте на ИК для каждого типа используемого ПИП.
Таблица 6 - Метрологические характеристики ИК измерения виброперемещения относительной вибрации
Состав ИК
Наименование характеристики
Значение 1)
ПИП
ВИК
Приборы для измерения относительной вибрации ВК-306 рег. № 84040-21; Аппаратура «Вибробит 100», рег. № 50585-12;
Аппаратура «Вибробит 300», рег. № 50586-12.
Модули ввода-вывода
ЭЛМЕТРО-МВВ, Метран-970, рег. № 61628-15;
Преобразователи напряжения измерительные L-CARD,
рег. № 70108-17;
Установки измерительные LTR, рег. № 78711-20;
Модули автоматики серии NL, рег. № 75710-19.
Границы диапазона измерений размаха виброперемещения, мкм
от 10 до 2000
Границы диапазона рабочих частот, Гц
от 0,5 до 1500
Пределы основной относительной погрешности измерений на базовой частоте в диапазоне св. 0,1 до 0,9 верхнего предела диапазона измерений, %, не более
± 5
Пределы основной относительной погрешности измерений на базовой частоте в диапазоне измерений, %, не более
± 10
Неравномерность частотной характеристики в диапазоне частот от 2,5Тн до 0,75Тв, %, не более
± 7
Неравномерность частотной характеристики в диапазоне рабочих частот, дБ
±3
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений в диапазоне рабочих температур, %, не более
±4
1) - В таблице указан максимальный диапазон измерений для данной структуры ИК, внутри которого выбираются конкретные рабочие поддиапазоны измерений. Конкретные значения диапазона измерений, границ частотного диапазона и пределов допускаемой погрешности указываются в паспорте системы на ИК для каждого типа используемого ПИП.
Таблица 7 - Метрологические характеристики ИК измерения частоты вращения
Состав ИК
Наименование характеристики
Значение
ПИП
ВИК
Тахометр ВК-307, рег. № 30951-11;
Аппаратура «Вибробит 100», рег. № 50585-12;
Аппаратура «Вибробит 300», рег. № 50586-12;
Аппаратура «Вибробит 400», рег. № 57879-14.
Модули ввода-вывода
ЭЛМЕТРО-МВВ, Метран-970, рег. № 61628-15;
Преобразователи напряжения
измерительные L-CARD, рег. № 70108-17;
Установки измерительные
LTR, рег. № 78711-20;
Модули автоматики серии NL, рег. № 75710-19.
Границы диапазона отображения частоты вращения,
______ _ -1 включительно, мин
от 1 до 12999
Границы диапазона измерения частоты вращения, ______ _ -1 . включительно, мин :
по цифровому индикатору
по токовому выходу
от 10 до 9999 от 10 до 4000
Пределы допускаемого отклонения действительного значения коэффициента преобразования от номинального значения, %, не более
±5
Пределы основной абсолютной погрешности, мин-1, не более
± (0,005^изм+1)
Пределы дополнительной погрешности измерений частоты вращения, вызванной изменением температуры окружающей среды в пределах рабочих условий эксплуатации, мин-1, не более
± (0,005^^0,5)
1) - В таблице указан максимальный диапазон измерений для данной структуры ИК, внутри которого выбираются конкретные рабочие поддиапазоны измерений. Конкретные значения диапазона измерений/отображения и пределов допускаемой погрешности указываются в паспорте системы на ИК для каждого типа используемого ПИП.
Таблица 8 - Метрологические характеристики ИК измерения относительного линейного перемещения
Состав ИК
Наименование характеристики
Значение 1)
ПИП
ВИК
Приборы для измерения линейного перемещения ВК-306, рег. № 56322-14; Приборы для измерения линейного перемещения ВК-308 (технические условия ВТПР.401263.038 ту);
Преобразователи перемещений ВП, рег. № 41665-09 Аппаратура «Вибробит 100», рег. № 50585-12; Аппаратура «Вибробит 300», рег. № 50586-12; Аппаратура «Вибробит 400», рег. № 57879-14.
Модули ввода-вывода
ЭЛМЕТРО-МВВ, Метран-970, рег. № 61628-15;
Преобразователи напряжения измерительные L-CARD, рег. № 70108-17;
Установки измерительные
LTR, рег. № 78711-20;
Модули автоматики серии NL, рег. № 75710-19.
Диапазон измерений перемещения (S), мм
-5...1250
Пределы допускаемой основной приведенной к диапазону измерений погрешности в диапазоне св. 0,1 до 1,0 включ. верхнего предела измерений, %
± (2,5... 7,5)
Пределы допускаемой основной приведенной к диапазону измерений погрешности в диапазоне от нижнего предела измерений до 0,1 включ. верхнего предела измерений, %
± (5...10)
Пределы допускаемой дополнительной приведенной к диапазону измерений погрешности, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений в диапазоне рабочих температур, для каналов с ПИП ВК-308, %/оС, не более
± 0,1
Пределы допускаемой дополнительной приведенной к диапазону измерений погрешности вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений в диапазоне рабочих температур, для каналов с другими ПИП, %, не более
± (1,5...3)
1) - В таблице указан максимальный диапазон измерений для данной структуры ИК, внутри которого выбираются конкретные рабочие поддиапазоны измерений. Конкретные значения диапазона измерений, коэффициента преобразования и пределов погрешности указываются в паспорте системы на ИК для каждого типа используемого ПИП.
Таблица 9 - Метрологические характеристики ИК измерения угла наклона
Состав ИК
Наименование характеристики
Значение 1)
ПИП
ВИК
Приборы для измерения угла наклона ВК-600 (инклинометр) (вТПР.401229.040 ТУ); Датчики уклона S170C, рег. № 81887-21;
Аппаратура «Вибробит 100», рег. № 50585-12.
Модули ввода-вывода ЭЛМЕТРО-МВВ, Метран-970, рег. № 61628-15;
Преобразователи напряжения измерительные L-CARD, рег. № 70108-17;
Установки измерительные LTR, рег. № 78711-20;
Модули автоматики серии NL, рег. № 75710-19.
Диапазон измерений угла наклона, мм/м
± (1^5)
Пределы допускаемой основной приведенной к диапазону измерений погрешности, %
± (3 — 8)
Пределы допускаемой дополнительной приведенной к диапазону измерений погрешности, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений в диапазоне рабочих температур, для каналов с ПИП ВК-600, %/оС, не более
± 0,15
Пределы допускаемой дополнительной приведенной к диапазону измерений погрешности вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений в диапазоне рабочих температур, для каналов с другими ПИП, %, не более
± (3^4)
1) - В таблице указан максимальный диапазон измерений для данной структуры ИК, внутри которого выбираются конкретные рабочие поддиапазоны измерений. Конкретные значения диапазона измерений, частотного диапазона, коэффициента преобразования указываются в паспорте системы на ИК для конкретного типа используемого ПИП.
Таблица 10 - Основные технические характеристики
Наименование параметра
Значение
Напряжение питания переменного тока с частотой 50+2 Гц, В
от 187 до 242
Рабочие условия применения ВИК:
Температура окружающей среды, °С
от +15 до +25
Относительная влажность окружающего воздуха, %
до 80 без конденсации
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Срок службы системы, лет, не менее
30
Примечание: Рабочие условия ПИП зависят от исполнения и указаны в технической документации на измерительные компоненты
Знак утверждения типа
наносится на стойку управления в виде наклейки и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 11 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерительная
«КАСКАД-СИСТЕМА»
Согласно заказу
Руководство по эксплуатации
ВТПР.421451.001 РЭ
1 шт.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 1 руководства по эксплуатации ВТПР.421451.001 РЭ «Системы измерительные «КАСКАД-СИСТЕМА».
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 27 декабря 2018 г. № 2772 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений виброперемещения, виброскорости, виброускорения и углового ускорения»;
ВТПР.421451.001 ТУ Системы измерительные «КАСКАД-СИСТЕМА». Технические условия.
[category] =>
[brand] => ООО "ВиКонт", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 7
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 7
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Красцветмет"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84069-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Красцветмет"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Техпроминжиниринг" (ООО "Техпроминжиниринг"), г. Красноярск
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Красцветмет» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Красцветмет"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84069-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84069-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84069-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84069-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Красцветмет» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень — измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя основной и резервный сервер баз данных (СБД) типа Dell Power Edge R440 (далее по тексту — сервер ИВК), устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-3, автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика с учётом коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с. активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;
- средняя на интервале времени 30 мин. активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи Ethernet передается через коммутаторы по каналу связи Ethernet на сервер ИВК.
На сервере ИВК осуществляется обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется автоматически в счётчиках.
Передача информации в ПАК АО «АТС», в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется с сервера ИВК по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности, с возможностью использования электронно-цифровой подписи.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации системного времени УСВ-3, ежесекундно синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Сервер ИВК периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и, вне зависимости от расхождения, сервер ИВК производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3.
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени ИВК происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени ИВК на величину более чем ±1 с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0 Пром». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню — «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО «Пирамида 2.0 Пром»
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
Binary PackC ontrols .dll
Check DataInt egrity. dll
ComIE CFunct ions.dll
ComM odbusF unction s.dll
ComSt dFunct ions.dll
DateTi mePro cessing .dll
SafeVa luesDa taUpda te.dll
Simple Verify DataSt atuses. dll
Summ aryChe ckCRC .dll
Values DataPr ocessin g.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 10.3.1
Продолжение таблицы 1
EB19
E021
BE77
AB65
EC9A
D1C2
B674
61C1
EFCC
013E
84E0
CF9C
C565
EF4B
8647
6A2F
0D34
445B
55E9
6FE1
072A
974D
5C4F
617E
1F37
55C7
19A3
B04C
1291
081A
Цифровой
CFE1
D7EA
19F8
4F78
13E6
FECF
BC1A
7F9B
DA6F
4CF0
идентификатор ПО
C797
9121
9A1B
6CD8
0C1D
F5CA
4276
B424
8059
C2DE
269B
9B4D
4126
7B4A
AD05
F8B1
3860
4D4A
7932
95F1
9DB1
4754
3A16
560F
6CD6
C056
BB6F
085C
3644
BB6E
5476
D5C7
CE27
C917
E373
FA4D
C8AB
6A39
30D5
E645
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК
Наименование ИК
ТТ
ТН
Счетчик
ИВК
1
2
3
4
5
6
1
ПС 110 кВ Цветные металлы (ГПП-93), ЗРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ 1Т
ТФМ-110 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 16023-97
НКФ-110-57 У1 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-94
BINOM337U3.57I3.5S16T2
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
УСВ-3, рег. № 64242-16, Dell Power Edge R440 (основной), Dell Power Edge R440 (резервный)
2
ПС 110 кВ Цветные металлы (ГПП-93), ЗРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ 2Т
ТФМ-110 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 16023-97
НКФ-110-57 У1 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-94
BINOM337U3.57I3.5S16T2
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
3
ПС 110 кВ Цветные металлы (ГПП-93), ЗРУ6 кВ, 1 СШ, яч. 5
ТПОЛ 10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-02
ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3
Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04
BINOM336U3.57I3.5S16T2
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
4
ПС 110 кВ Цветные металлы (ГПП-93), ЗРУ6 кВ, 1 СШ, яч. 13
ТПОЛ 10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-02
ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3
Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04
BINOM336U3.57I3.5S16T2
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
5
ПС 110 кВ Цветные металлы (ГПП-93), ЗРУ6 кВ, 1 СШ, яч. 19
ТОЛ-10-I 100/5
Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-07
ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3
Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04
BINOM336U3.57I3.5S16T2
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
6
ПС 110 кВ Цветные металлы (ГПП-93), ЗРУ6 кВ, 2 СШ, яч. 27
ТОЛ 10-I 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-03
ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3
Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04
BINOM336U3.57I3.5S16T2
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
7
ПС 110 кВ Цветные металлы (ГПП-93), ЗРУ6 кВ, 2 СШ, яч. 37
ТОЛ 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47959-11
ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3
Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04
BINOM336U3.57I3.5S16T2
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
8
ПС 110 кВ Цветные металлы (ГПП-93), ЗРУ6 кВ, 3 СШ, яч. 6
ТОЛ 10-I 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-03
ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3
Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04
BINOM336U3.57I3.5S16T2
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
9
ПС 110 кВ Цветные металлы ЗРУ6 кВ, 3 СШ, яч. 16
ТОЛ 10-I 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-03
ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3
Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04
BINOM336U3.57I3.5S16T2
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
10
ПС 110 кВ Цветные металлы (ГПП-93), ЗРУ6 кВ, 4 СШ, яч. 28
ТПОЛ 10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-02
ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3
Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04
BINOM336U3.57I3.5S16T2
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
11
ПС 110 кВ Цветные металлы (ГПП-93), ЗРУ6 кВ, 4 СШ, яч. 40
ТОЛ 10-I 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-03
ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3
Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04
BINOM336U3.57I3.5S16T2
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
УСВ-3, рег. № 64242-16, Dell Power Edge R440 (основной), Dell Power Edge R440 (резервный)
12
ТП-8 6 кВ, РУ 0,4 кВ, 1 СШ, яч. 1
ТШП-0,66 800/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 15173-06
-
BINOM339U3.220I3.5 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
13
ТП-8 6 кВ, РУ 0,4 кВ, 1 СШ, яч. 2
ТТЕ 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 73808-19
-
BINOM339U3.220I3.5 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
14
ТП-8 6 кВ, РУ 0,4 кВ, 2 СШ, яч. 18
ТШП-0,66 800/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 15173-06
-
BINOM339U3.220I3.5 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
15
ТП-8 6 кВ, РУ 0,4 кВ, 2 СШ, яч. 20
ТТЕ 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 73808-19
-
BINOM339U3.220I3.5 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
16
ТП-8 6 кВ, РУ 0,4 кВ, 2 СШ, яч. 22
Т-0,66 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 52667-13
-
BINOM339U3.220I3.5 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
17
ТП-38 6 кВ, РУ 0,4 кВ, 2 СШ, яч. 15
ТТИ 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12
-
BINOM339U3.220I3.5 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
18
ТП-45А 6 кВ, РУ 0,4 кВ, 2 СШ, яч. 25
ТОП 0,66 100/5
Кл. т. 0,5 Рег. № 15174-01
-
BINOM339U3.220I3.5 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
19
ТП-45А 6 кВ, РУ-0,4кВ, РП-1 0,4кВ, ф-1
Т-0,66 75/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 52667-13
-
BINOM339U3.220I3.5 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСВ на аналогичные, утвержденных типов.
3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номера ИК
Вид электроэнергии
Границы основной погрешности (±5), %
Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %
1-6, 8-11
Активная Реактивная
1,2
1,9
2,9
4,7
7
Активная Реактивная
1,2
1,9
2,9
4,7
12-15, 17, 19
Активная Реактивная
0,9
1,5
2,8
4,6
16, 18
Активная Реактивная
0,9
1,5
2,8
4,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с
5
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, для рабочих условий для ИК №№ 7, 12-15, 17, 19 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от 1ном и для ИК №№ 1-6, 8-11, 16, 18 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5°С до +35°С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество ИК
19
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
температура окружающей среды, °С
от 98 до 102
от 100 до 120
0,9
от 49,6 до 50,4 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности:
COSф simp
- частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для сервера ИВК, °С атмосферное давление, кПа
относительная влажность, %, не более
от 90 до 110 от 1(2) до 120
от 0,5 до 1,0 от 0,5 до 0,87 от 49,6 до 50,4 от -40 до +40 от +5 до +35 от +10 до +30 от 80,0 до 106,7 98
Продолжение таблицы 4
1
2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
72
УСВ-3:
- коэффициент готовности, не менее
0,95
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
24
Сервер ИВК:
- коэффициент готовности, не менее
0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
1
Глубина хранения информации:
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
45
- при отключении питания, лет, не менее
5
Сервер ИВК:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт.
Счетчик-измеритель показателей качества электрической энергии многофункциональный
BINOM337U3.57I3.5S16T2
2
BINOM336U3.57I3.5S16T2
9
BINOM339U3.220I3.5
8
Трансформатор тока
ТФМ-110
6
ТПОЛ 10
6
ТОЛ-10-I
2
ТОЛ 10-I
8
ТОЛ
2
ТШП-0,66
6
ТТЕ
6
Т-0,66
6
ТТИ
3
ТОП 0,66
3
Трансформатор напряжения
НКФ-110-57 У1
6
ЗНОЛ.06
12
Устройство синхронизации времени
УСВ-3
1
Сервер ИВК (основной и резервный)
Dell Power Edge R440
1/1
Документация
Паспорт-формуляр
86619795.422231.182 ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе "Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Красцветмет»". МВИ 26.51/100/21, аттестованном ООО «Энерготестконтроль», аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 002
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-7
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84028-21
[name] => Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-7
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Метрологический центр Контрольно-измерительные технологии" (ООО "МЦ КИТ"), г. Москва
[preview_text] => Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-7 (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, поступающего на факел низкого давления, и для эксплуатации на Юрубчено-Тохомском месторождении УПН-2 АО «Востсибнефтегаз».
[page_header] => Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-7
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84028-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84028-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84028-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84028-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84028-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-7 (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, поступающего на факел низкого давления, и для эксплуатации на Юрубчено-Тохомском месторождении УПН-2 АО «Востсибнефтегаз».
Описание
Конструктивно СИКГ состоит из одной измерительной линии (ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На ИЛ установлены следующие основные средства измерений (СИ):
- счетчик газа КТМ100 РУС (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 60932-15);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-270 мод. Метран-276 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 21968-11).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: вычислитель УВП-280 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13) и АРМ оператора на базе персональных компьютеров, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Вычислитель УВП-280 осуществляет обработку сигналов с первичных преобразователей СИ, вычисление физикохимических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-03 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...50С) К при давлениях до 15 МПа», расчет объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачу информации на верхний уровень СОИ. АРМ оператора предназначено для сбора данных, формирования и печати отчетных документов, отображения и регистрации измерительной и технологической информации, архивирования, построения графиков и таблиц, трендов, архивных данных, а так же любой другой информации выведенной на экран монитора.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.
СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема газа в рабочих условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м3/ч);
- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);
- отображение измерительной и технологической информации на мониторах АРМ оператора;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.
Общий вид СИКГ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКГ
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится вычислитель УВП-280 (далее -вычислитель). Вычислитель выполняет функции вычисления объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачи информации на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО относятся конфигурационные файлы вычислителя.
К ПО верхнего уровня относится АРМ оператора, выполняющее функции сбора, хранения, отображения информации, полученной с нижнего уровня ПО, формирования и печати отчетных документов.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Вывод идентификационных данных ПО вычислителей УВП-280, выпущенных до 22.01.2019 на показывающее устройство или посредством подключения внешних устройств не предусмотрен.
Идентификационные данные ПО вычислителей УВП-280 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3.11
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
свободный нефтяной газ (СНГ)
Диапазон измерений расхода СНГ в рабочих условиях, м3/ч
от 180,96 до 217146
Диапазон измерений расхода СНГ в стандартных условиях, м3/ч
от 327 до 768309
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
±5
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С
от -10 до +50
Рабочий диапазон давления СНГ, МПа (абс.)
от 0,201325 до 0,401325
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
380 / 220
50
Габаритные размеры СИКГ, мм, не более: - высота
- ширина
- длина
1700
1300
5000
Масса, кг, не более
1042
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды (температура в обогреваемых термочехлах), °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от 15 до 25
95 от 90 до 110
Средний срок службы, лет
16
Средняя наработка на отказ, ч
140000
Режим работы СИКГ
непрерывный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-7 с заводским номером 58
—
1 шт.
«Система измерения количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-7. Паспорт»
3176717/0168Д
01.07.000-ПС
1 экз.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям. Методика измерений с помощью системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-7 на УПН расширенного первоочередного участка Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Востсибнефтегаз», утверждена ООО «МЦ КИТ», свидетельство об аттестации № 0021-01.00221-2017 от 03.11.2017 г., ФР.1.29.2017.27028.
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 №1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
[category] =>
[brand] => ООО "Метрологический центр Контрольно-измерительные технологии", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 58
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-1
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84029-21
[name] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-1
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Метрологический центр Контрольно-измерительные технологии" (ООО "МЦ КИТ"), г. Москва
[preview_text] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-1 (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, постапающего с УПН-2 на ГКС, УТПГ-2, и для эксплуатации на Юрубчено-Тохомском месторождении УПН-2 АО «Востсибнефтегаз».
[page_header] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-1
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84029-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84029-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84029-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84029-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84029-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-1 (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, постапающего с УПН-2 на ГКС, УТ11Г-2, и для эксплуатации на Юрубчено-Тохомском месторождении УПН-2 АО «Востсибнефтегаз».
Описание
Конструктивно СИКГ состоит из двух измерительных линий (рабочая и резервная) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На рабочей измерительной линии (ИЛ) установлены следующие основные средства измерений (СИ):
- счётчик газа КТМ100 РУС (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 60932-15);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-270 мод. Метран-276 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 21968-11).
На резервной ИЛ установлены следующие основные СИ:
- счётчик газа КТМ100 РУС (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 60932-15);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-270 мод. Метран-276 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 21968-11).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: вычислитель УВП-280 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13) и АРМ оператора на базе персональных компьютеров, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Вычислитель УВП-280 осуществляет обработку сигналов с первичных преобразователей СИ, вычисление физикохимических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...500 К при давлениях до 15 МПа», расчет объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачу информации на верхний уровень СОИ. АРМ оператора предназначено для сбора данных, формирования и печати отчетных документов, отображения и регистрации измерительной и технологической информации, архивирования, построения графиков и таблиц, трендов, архивных данных, а так же любой другой информации выведенной на экран монитора.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.
СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема газа в рабочих условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м3/ч);
- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);
- отображение измерительной и технологической информации на мониторах АРМ оператора;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных
документов.
Общий вид СИКГ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКГ
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относятся вычислители УВП-280 (далее -вычислители). Вычислители выполняют функции вычисления объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачи информации на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО относятся конфигурационные файлы вычислителей.
К ПО верхнего уровня относится АРМ оператора, выполняющее функции сбора, хранения, отображения информации, полученной с нижнего уровня ПО, формирования и печати отчетных документов.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Вывод идентификационных данных ПО вычислителей УВП-280, выпущенных до 22.01.2019 на показывающее устройство или посредством подключения внешних устройств не предусмотрен.
Идентификационные данные ПО вычислителей УВП-280 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3.11
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
свободный нефтяной газ (СНГ)
Диапазон измерений расхода СНГ в рабочих условиях, м3/ч
от 319,6 до 127847
Диапазон измерений расхода СНГ в стандартных условиях, м3/ч
от 295,11 до 1683355
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
±2,5
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С
от -20 до +40
Рабочий диапазон давления СНГ, МПа (абс.)
от 0,201325 до 1,201325
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
380 / 220
50
Габаритные размеры СИКГ, мм, не более: - высота
- ширина
- длина
1200
3000
5000
Масса, кг, не более
1580
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды (температура в обогреваемых термочехлах), °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от 15 до 25 95 от 90 до 110
Средний срок службы, лет
16
Средняя наработка на отказ, ч
140000
Режим работы СИКГ
непрерывный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ -1 с заводским номером 47
—
1 шт.
«Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-1. Паспорт»
3176717/0168Д
01.01.000-ПС
1 экз.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям. Методика (метод) измерений с помощью системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа СИКГ-1 на УПН расширенного первоочередного участка Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Востсибнефтегаз», утверждена ООО «МЦ КИТ», свидетельство об аттестации № 0028-01.00221-2017, номер в реестре ФР.1.29.2017.28259.
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 №1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
ГОСТ Р 8.733-2011 ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
[category] =>
[brand] => ООО "Метрологический центр Контрольно-измерительные технологии", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 47
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АЭМЗ-ЭНЕРГО" по объекту ООО "ЗКК"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84026-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АЭМЗ-ЭНЕРГО" по объекту ООО "ЗКК"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизация Комплект Учет Проект" (ООО "АКУП"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО» по объекту ООО «ЗКК» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АЭМЗ-ЭНЕРГО" по объекту ООО "ЗКК"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84026-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84026-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84026-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84026-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО» по объекту ООО «ЗКК» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО» (сервер), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивают коррекцию часов компонентов АИИС КУЭ по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS.
УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера. Корректировка часов сервера проводится при расхождении часов сервера и УСВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика с часами сервера более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО» по объекту ООО «ЗКК».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0». ПО «Пирамида 2.0» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2.0» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационные наименования модулей ПО
BinaryPackControls.dll CheckDatalntegrity. dll ComIECFunction. dll ComModbusFunction. dll ComStdFunction. dll DateTimeProcession. dll SafeValuesDataUpdate.dll SimpleVerifyDataStatuses.dll SummaryCheckCRC. dll ValuesDataProcession.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Не ниже 8.2
Цифровой идентификатор ПО
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB 61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
аблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электрической энергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УСВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
РП 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 11
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5 10000/100
Рег. № 831-69 Фазы: АВС
Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
УСВ-2 Рег. № 41681-10
HPE Proliant DL 180 Gen10
Активная
Реак
тивная
1,3
2,5
3,3
5,6
2
РП 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 14
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59
Фазы: А
ТЛП-10
Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 30709-11
Фазы: С
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5 10000/100
Рег. № 831-69 Фазы: АВС
Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 23345-07
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях
±5 с
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном; cosф = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество ИК
2
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от ином
ток, % от 1ном
коэффициент мощности cosф
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
от 95 до 105 от 5 до 120
0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от ином
ток, % от 1ном
коэффициент мощности cosф
частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -10 до +40 от +10 до +35 от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
150000 2
45000 2
70000 1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
85
30
Продолжение таблицы 3
1
2
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией
ТПЛ-10
3
Трансформаторы тока
ТЛП-10
1
Трансформаторы напряжения
НТМИ-10-66
2
Счетчики электрической энергии трехфазные статические
Меркурий 230
2
Устройство синхронизации времени
УСВ-2
1
Сервер
HPE Proliant DL 180 Gen10
1
Паспорт-формуляр
АКУП.411711.014.ПФ
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО» по объекту ООО «ЗКК», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Автоматизация Комплект Учет Проект", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 002
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-94
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84024-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-94
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Лента" (ООО "Лента"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-94 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-94
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84024-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84024-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84024-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84024-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-94 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Также на сервере имеется возможность расчета потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки в случае использования данных от АИИС КУЭ в качестве замещающей информации либо для расчета величины сальдо перетоков электроэнергии по внутреннему сечению коммерческого учета. От сервера ИВК информация передается на АРМ энергосбытовой организации по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Передача результатов измерений от сервера ИВК или АРМ энергосбытовой организации коммерческому оператору (КО) и другим субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) производится в виде файлов в xml-формате по электронной почте с использованием электронной подписи согласно требованиям «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» (Приложение 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УССВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УССВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-94.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УССВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
ВРУ-0,4 кВ №1 ТК-94 Лента, Ввод 1 0,4 кВ
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S 1000/5
Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МД.05
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12
УССВ-2 Рег. № 54074-13
HP ProLiant DL160 Gen10
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
2
ВРУ-0,4 кВ №2 ТК-94 Лента, Ввод 1 0,4 кВ
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S 1000/5
Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МД.05
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
3
ВРУ-0,4 кВ №3 ТК-94 Лента, Ввод 1 0,4 кВ
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S 1000/5
Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МД.05
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
4
ВРУ-0,4 кВ №1 ТК-94 Лента, Ввод 2 0,4 кВ
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S 1000/5
Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МД.05
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
5
ВРУ-0,4 кВ №2 ТК-94 Лента, Ввод 2 0,4 кВ
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S 1000/5
Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12
УССВ-2 Рег. № 54074-13
HP ProLiant DL160 Gen10
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
6
ВРУ-0,4 кВ №3 ТК-94 Лента, Ввод 2 0,4 кВ
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S 1000/5
Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МД.05
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС шкалы времени UTC(SU)
КУЭ в рабочих условиях относительно
±5 с
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при
доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени
30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном, cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество ИК
6
Нормальные условия:
от 95 до 105
параметры сети:
от 1 до 120
напряжение, % от ином
0,9
ток, % от 1ном
от 49,8 до
коэффициент мощности cosф
50,2
частота, Гц
от +15 до
температура окружающей среды, °С
+25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
от 90 до 110
напряжение, % от ином
от 1 до 120
ток, % от 1ном
от 0,5 до 1,0
коэффициент мощности cosф
от 49,6 до
частота, Гц
50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, °С
от -40 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,
от 0 до +35
°С
от +15 до
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
+25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
165000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для УССВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
74500
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
45
при отключении питания, лет, не менее
30
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
коррекции времени в счетчиках;
формирование событий по результатам автоматической самодиагностики;
отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
перерывы питания с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал сервера:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
пропадания питания;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками;
замены счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий».
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока шинные
ТШП-0,66
18
Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05МД
6
Устройство синхронизации системного времени
УССВ-2
1
Сервер
HP ProLiant DL160 Gen10
1
Паспорт-формуляр
ЛНТА.411711.002.ПФ.016
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Лента» ТК-94», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Лента", г. Санкт-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 061
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-23
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84025-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-23
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Лента" (ООО "Лента"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-23 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-23
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84025-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84025-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84025-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84025-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-23 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Также на сервере имеется возможность расчета потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки в случае использования данных от АИИС КУЭ в качестве замещающей информации либо для расчета величины сальдо перетоков электроэнергии по внутреннему сечению коммерческого учета. От сервера ИВК информация передается на АРМ энергосбытовой организации по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Передача результатов измерений от сервера ИВК или АРМ энергосбытовой организации коммерческому оператору (КО) и другим субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) производится в виде файлов в xml-формате по электронной почте с использованием электронной подписи согласно требованиям «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» (Приложение 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УССВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УССВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-23.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УССВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
КТП 862 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ
ТСН12 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С
—
СЭТ-4ТМ.02М.14
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
УССВ-2 Рег. № 54074-13
HP ProLiant DL160 Gen10
Активная
Реактивная
0,9
1,9
2,9
4,6
2
КТП 862 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ
ТСН12
Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С
—
СЭТ-4ТМ.02М.14
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
Активная
Реактивная
0,9
1,9
2,9
4,6
3
КТП 862 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Зарядная станция
TTE-30
Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС шкалы времени UTC(SU)
КУЭ в рабочих условиях относительно
±5 с
1.
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном, cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество ИК
3
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от ином
ток, % от 1ном
коэффициент мощности cosф
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
от 95 до 105
от 1 до 120
0,9
от 49,8 до
50,2
от +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от ином
ток, % от 1ном
коэффициент мощности cosф
частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до
50,4
от -40 до +40 от 0 до +35 от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.16:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков СЭТ-4ТМ.02М.14:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч для УССВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
165000 2
140000 2
74500 2
70000 1
Продолжение таблицы 3
1
2
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
45
при отключении питания, лет, не менее
30
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
коррекции времени в счетчиках;
формирование событий по результатам автоматической самодиагностики;
отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
перерывы питания с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал сервера:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
пропадания питания;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками;
замены счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий».
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока
ТСН12
6
Трансформаторы тока измерительные
TTE-30
3
Счетчики электрической энергии многофункциональные
СЭТ-4ТМ.02М
2
Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05МК
1
Устройство синхронизации системного времени
УССВ-2
1
Сервер
HP ProLiant DL160 Gen10
1
Паспорт-формуляр
ЛНТА.411711.002.ПФ.002
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Лента» ТК-23», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Лента", г. Санкт-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 047
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Русь-Бейкери"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84022-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Русь-Бейкери"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Синтез Энерго-Ресурс" (ООО "Синтез Энерго-Ресурс"), г. Нижний Новгород
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Русь-Бейкери» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Русь-Бейкери"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84022-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84022-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84022-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84022-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Русь-Бейкери» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, формирование отчетных документов с возможностью оформления.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не реже одного раза в сутки. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится независимо от величины расхождения.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Русь-Бейкери».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
CalcCli-ents.dll
CalcLeak-age.dll
CalcLoss es.dll
Metrology, dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
e55712d0 blb21906 5d63da94 9114dae4
bl959ff7 0belebl7 c83f7bOf 6d4al32f
d79874dl 0fc2bl56 a0fdc27e lca480ac
52e28d7b 608799bb 3ccea41b 548d2c83
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
ParseBin. dll
Par-seIEC.dll
Parse-Modbus.dll
ParsePira mida.dll
Synchro NSI.dll
Verify-Time.dll
не ниже 3.0
6f557f88
48е73а92
c391d642
ecf53293
530d9b01
lea5429b
5Ь737261
83dle664
71acf405
5cala3fd
26f7cdc2
261fb0e2
328cd778
9452 lf63
5bb2a4d3
3215049a
3ecd814c
884f5b35
05bdlba7
d00b0d9f
felf8f48
flfd979f
4eb7ca09
6aldle75
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УСВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
ТП-557 10 кВ, РУ-0,4 кВ, яч.ввод-1
ТТЕ-100
Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
2
ТП-557 10 кВ, РУ-0,4 кВ, яч.ввод-2
ТТЕ-100
Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИ времени UTC(SU)
С КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы
±5 с
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество ИК
2
Нормальные условия: параметры сети:
напряжение, % от ином
от 95 до 105
ток, % от 1ном
от 1 до 120
коэффициент мощности cosф
0,9
частота, Гц
от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С
от +15 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
напряжение, % от ином
от 90 до 110
ток, % от 1ном
от 1 до 120
коэффициент мощности cosф
от 0,5 до 1,0
частота, Гц
от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, °С
от 0 до +30
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
от 0 до +30
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
от +19 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
165000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
45000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
113
при отключении питания, лет, не менее
40
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока измерительные
ТТЕ-100
6
Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05МК
2
Устройства синхронизации времени
УСВ-3
1
Сервер
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
1
Паспорт-формуляр
64062613.02.115-2021 ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Русь-Бейкери», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Синтез Энерго-Ресурс", г.Нижний Новгород
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 2124/7
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Химпром", вторая очередь
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84023-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Химпром", вторая очередь
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "КС Энергосбыт" (ООО "КС Энергосбыт"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Химпром», вторая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Химпром", вторая очередь
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84023-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84023-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84023-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84023-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Химпром», вторая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации. Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование, хранение и передача полученных данных, оформление отчетных документов.
Передача информации от ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется каждые 15 мин. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется во время сеанса связи (1 раз в сутки). Корректировка часов УСПД производится автоматически при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с.
Сравнение часов счетчика с часами соответствующего УСПД осуществляется во время каждого сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре-паспорте на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Химпром», вторая очередь.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
CalcCli-ents.dll
CalcLeak age.dll
CalcLoss es.dll
Metrolo-gy.dll
ParseBin. dll
Par-seIEC.dll
ParseMod-bus.dll
ParsePira mida.dll
SynchroN SI.dll
Verify-Time.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 3.0
Цифровой идентификатор ПО
e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4
b1959ff7 0be1eb17 c83f7b0f
6d4a132f
d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac
52e28d7b 608799bb 3ccea41b 548d2c83
6f557f88 5b737261 328cd778
05bd1ba7
48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f
c391d6427 1acf4055b b2a4d3fe1f 8f48
ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f
530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09
1ea5429b 261fb0e28 84f5b356a 1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электро-энергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УСПД
УСВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
1
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч. 4, КЛ-6 кВ ф. 4 - РП-32
ТПОЛ-10
Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 1261-59
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70
Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
2
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч. 10, КЛ-6 кВ ф.
10 - РП-25
ТПОЛ-10
Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1261-59
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70
Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,1
2,3
3,0
4,6
3
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч. 16, КЛ-6 кВ ф.
16 - РП-3
ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1856-63
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70
Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
4
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч. 17, КЛ-6 кВ ф.
17 - РП-4
ТПОЛ-10
Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1261-59
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
5
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч. 24, КЛ-6 кВ ф.
24 - РП-2
ТПОЛ-10
Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1261-59
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
6
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч. 37, КЛ-6 кВ ф.
37 - РП-15
ТПОЛ-10
Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1261-59
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,1
2,3
3,0
4,6
7
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч. 43, КЛ-6 кВ ф.
43 - РП-34
ТПОЛ-10
Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1261-59
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,1
2,3
3,0
4,6
8
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч. 50, КЛ-6 кВ ф.
50 - К-6М
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 2473-05
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,1
2,3
3,0
4,6
9
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч. 53, КЛ-6 кВ ф.
53 - РП-2
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5 1000/5
Рег. № 2473-05 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
10
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ГРУ-6 кВ, яч. 58, КЛ-6 кВ ф.
58 - РП-33
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5 1000/5
Рег. № 2473-05 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
Активная
Реактивная
1,1
2,3
3,0
4,6
11
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ЗРУ-35 кВ, яч. 6, КЛ-35 кВ Л6 - А2-Х2
ТПОЛ-35
Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 5717-76 Фазы: А; С
ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III-4
Кл.т. 0,2 35000/^3/100/^3
Рег. № 57878-14 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,0
2,0
2,9
4,5
12
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ЗРУ-35 кВ, яч. 15, КЛ-35 кВ Л15 - А4-Х2
ТПОЛ-35
Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 5717-76 Фазы: А; С
ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III-4 Кл.т. 0,2 35000/^3/100/^3 Рег. № 57878-14 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,1
2,2
3,2
5,5
13
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ яч. 5, ОВ-110 кВ
ТВ-110-II
Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 19720-00 Фазы: А; В; С
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,1
2,3
3,0
4,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
14
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ яч. 10, ВЛ-110 кВ Химпром 2
ТВ-110-II
Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 19720-00 Фазы: А; В; С
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
Активная
Реактивная
1,1
2,3
3,0
4,6
15
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ЗРУ-35 кВ, яч. 1, КЛ-35 кВ Л1 - А1-Х2
ТПОЛ-35
Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 5717-76 Фазы: А; С
ЗНОЛ-СВЭЛ-35 Ш-4 Кл.т. 0,2 35000/^3/100/^3 Рег. № 57878-14 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,1
2,2
3,2
5,5
16
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ЗРУ-35 кВ, яч. 8, КЛ-35 кВ Л8
ТПОЛ-35
Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 5717-76 Фазы: А; С
ЗНОЛ-СВЭЛ-35 Ш-4 Кл.т. 0,2 35000/^3/100/^3 Рег. № 57878-14 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,0
2,0
2,9
4,5
17
Новочебоксарская ТЭЦ-3, ЗРУ-35 кВ, яч. 12, КЛ-35 кВ Л12-А3-Х2
ТПОЛ-35
Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 5717-76 Фазы: А; С
ЗНОЛ-СВЭЛ-35 Ш-4 Кл.т. 0,2 35000/^3/100/^3 Рег. № 57878-14 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,0
2,0
2,9
4,5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
18
ГПП-1 ПАО
«Химпром» 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.
9
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; С
ЗНОЛ.06-6
Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3
Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
19
ГПП-1 ПАО «Химпром» 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.
51
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; С
ЗНОЛ.06-6
Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3
Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
20
ГПП-1 ПАО «Химпром» 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 5 с.ш. 6 кВ, яч. 79
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; С
ЗНОЛ.06-6
Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3
Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
21
ГПП-1 ПАО
«Химпром» 110/6/6 кВ, РУ-6 кВ, 7 с.ш. 6 кВ, яч.
115
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; С
ЗНОЛ.06-6
Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3
Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
22
ГПП-1 ПАО «Химпром» 110/6/6 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН-1
Т-0,66
Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С
-
СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,2
5,5
23
РП-2 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.
2
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2363-68
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
24
РП-2 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.
11
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2363-68
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
25
РП-2 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.
4
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 150/5
Рег. № 2363-68 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
26
РП-2 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 16
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 100/5
Рег. № 2363-68 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
27
РП-2 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 20
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
28
РП-2 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 24
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 1276-59
Фазы: А
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 100/5
Рег. № 2363-68 Фазы: С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
29
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.
32
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
30
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.
29
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2363-68
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
31
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.
7
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2363-68
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
32
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН-1
Т-0,66
Кл.т. 0,5 150/5
Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С
-
СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,2
5,5
33
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.
8
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2363-68
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
34
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.
34
ТПЛ-СВЭЛ-10
Кл.т. 0,5 400/5
Рег. № 70109-17 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
35
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.
36
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2363-68
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
36
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.
4
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 100/5
Рег. № 2363-68 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
37
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.
12
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
38
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.
14
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2363-68
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
39
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.
16
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2363-68
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
40
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. 27
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
41
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.
25
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
42
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.
23
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
43
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.
15
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2363-68
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
44
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.
3
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2363-68
Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
45
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.
1
ТЛО-10
Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
46
ПС «Порт» 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.
2
ТЛО-10
Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
СИКОН С70 Рег. № 28822-05
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU), с
±5
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 45, 46 для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - 5 % от 1ном; cosф = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденного типа. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество ИК
46
Нормальные условия: параметры сети:
напряжение, % от ином
от 95 до 105
ток, % от 1ном
для ИК №№ 45, 46
от 1 до 120
для остальных ИК
от 5 до 120
коэффициент мощности cosф
0,9
частота, Гц
от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С
от +15 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
напряжение, % от ином
от 90 до 110
ток, % от 1ном
для ИК №№ 45, 46
от 1 до 120
для остальных ИК
от 5 до 120
коэффициент мощности cosф
от 0,5 до 1,0
частота, Гц
от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С
от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения
счетчиков, °С
от +5 до +35
температура окружающей среды в месте расположения УСПД и
сервера, °С
от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
90000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 36697-12):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
165000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
1
2
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 36697-08) и СЭТ-4ТМ.02М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее
140000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
среднее время восстановления работоспособности, ч
1
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
45000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
50000
среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
113
при отключении питания, лет, не менее
10
для УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее
45
при отключении питания, лет, не менее
10
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
1
2
3
Трансформаторы тока
ТПОЛ-10
12
Трансформаторы тока измерительные
ТВЛМ-10
2
Трансформаторы тока
ТЛМ-10
6
Трансформаторы тока
ТПОЛ-35
10
Трансформаторы тока встроенные
ТВ-110-II
6
Трансформаторы тока
ТЛШ-10
8
Трансформаторы тока
Т-0,66
6
Трансформаторы тока
ТПЛМ-10
37
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией
ТПЛ-10
3
Трансформаторы тока
ТПЛ-СВЭЛ-10
2
Трансформаторы тока
ТЛО-10
4
Трансформаторы напряжения
НТМИ-6-66
8
Трансформаторы напряжения
ЗНОЛ-СВЭЛ-35 III-4
6
Трансформаторы напряжения
НКФ-110-57 У1
6
Трансформаторы напряжения измерительные
ЗНОЛ.06-6
12
1
2
3
Счетчики электрической энергии многофункциональные
СЭТ-4ТМ.03М
34
Счетчики электрической энергии многофункциональные
СЭТ-4ТМ.03
10
Счетчики электрической энергии многофункциональные
СЭТ-4ТМ.02М
2
Контроллеры сетевой индустриальные
СИКОН С70
4
Устройство синхронизации времени
УСВ-3
1
Сервер
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
1
Формуляр-паспорт
06.2021.Химпром-АУ.ФО-ПС
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ «Химпром», вторая очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "КС Энергосбыт", г.Москва
[country] =>
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 06/2021
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Сладкая Слобода"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84021-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Сладкая Слобода"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ЕЭС-Гарант" (ООО "ЕЭС-Гарант"), Московская область, Красногорский р-н, 26 км автодороги "Балтия"
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сладкая Слобода» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Сладкая Слобода"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84021-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84021-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84021-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84021-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сладкая Слобода» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в
таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ООО «Сладкая Слобода», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. ИК № 4 АИИС КУЭ оснащен собственным приемником сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС/GPS), который обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию счётчика. ИК № 1-3, 5-7
АИИС КУЭ оснащены УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС/GPS). УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±2 с. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСВ
Основная погрешность, %
Погрешность в рабочих условиях, %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
ТП-84 10 кВ, Ввод Т1 0,4 кВ
ТШП-0,66
Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 47957-11
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
УСВ-3 Рег № 51644-12
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,2
±5,6
2
ТП-85 10 кВ, Ввод Т1 0,4 кВ
ТШП М-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 59924-15
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,2
±5,6
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
3
ТП-71 10 кВ, , Ввод Т1 0,4 кВ
ТШП-0,66
Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 47957-11
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
УСВ-3 Рег № 51644-12
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,2
±5,6
4
ВЛ-10 кВ ф.6, оп.28, отпайка в сторону ТП-38 10 кВ
-
-
РиМ 384.02/2
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 55522-13
-
активная
реактивная
±0,6
±1,3
±2,3
±4,6
5
ВЛ-10 кВ ф.6, оп.28/2, отпайка в сторону КТП-89 10 кВ, КТП-90 10 кВ, КТП-94 10 кВ, ПКРУ-10 кВ
ТОЛ-10-1
Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 15128-07
ЗНОЛ
Кл. т. 0,5
Ктн 10000:^3/100:^3
Рег. № 46738-11
ПСЧ-4ТМ.05
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04
УСВ-3 Рег № 51644-12
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±3,4
±6,4
6
ТП-84 10 кВ, ЩУ-0,4 кВ МТС
-
-
Меркурий 230 ART-01 PQRSIN Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 23345-07
активная
реактивная
±1,1
±2,4
±3,2
±6,4
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
7
ТП-84 10 кВ, ЩУ-0,4 кВ ВымпелКом
-
-
Меркурий 230 ART-01 PQRSIN Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 23345-07
УСВ-3 Рег № 51644-12
активная
реактивная
±1,1
±2,4
±3,2
±6,4
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
±5
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд !=0,02(0,05)-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1, 2, 3, 5, 6, 7 от 0 до плюс 40 °C, для ИК № 4 от минус 20 до плюс 40 °C.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
5 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.
6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
7
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином
от 99 до 101
- ток, % от 1ном
от 100 до 120
- частота, Гц
от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9
0,9
- температура окружающей среды, оС
от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином
от 90 до 110
- ток, % от 1ном
от 2 до 120
- коэффициент мощности
от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц
от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС
от -40 до +70
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС
от -40 до +55
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС
от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05М.16
140000
для электросчетчика РиМ 384.02/2
180000
для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05
90000
для электросчетчика Меркурий 230 ЛИТ-01 PQRSIN
150000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
114
- при отключении питания, лет, не менее
45
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Т ип/Обозначение
Количество, шт./Экз.
1
2
3
Трансформатор тока
ТШП-0,66
6
Трансформатор тока
ТШП М-0,66 УЗ
3
Трансформатор тока
ТОЛ-10-1
3
Трансформатор напряжения
ЗНОЛ
3
Счётчик электрической энергии многофункциональный
ПСЧ-4ТМ.05М.16
3
Счётчик электрической энергии многофункциональный
РиМ 384.02/2
1
Продолжение таблицы 4
1
2
3
Счётчик электрической энергии многофункциональный
ПСЧ-4ТМ.О5
1
Счётчик электрической энергии многофункциональный
Mеркурий 230 Art-01 pqrsin
2
Устройство синхронизации времени
УСВ-3
1
Программное обеспечение
«АльфаЦЕНТР»
1
Паспорт-Формуляр
ЕГ.01.108-ПФ
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сладкая Слобода», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "ЕЭС.Гарант", Московская обл.
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 108
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-114
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84020-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-114
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Лента" (ООО "Лента"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-114 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-114
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84020-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84020-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84020-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84020-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-114 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Также на сервере имеется возможность расчета потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки в случае использования данных от АИИС КУЭ в качестве замещающей информации либо для расчета величины сальдо перетоков электроэнергии по внутреннему сечению коммерческого учета. От сервера ИВК информация передается на АРМ энергосбытовой организации по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Передача результатов измерений от сервера ИВК или АРМ энергосбытовой организации коммерческому оператору (КО) и другим субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) производится в виде файлов в xml-формате по электронной почте с использованием электронной подписи согласно требованиям «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» (Приложение 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УССВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УССВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-114.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электро-энергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УССВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
ГПП 110/6 кВ «Газоочистка», РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 6
ТПЛ-СВЭЛ-10
Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 70109-17 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
А1802 RALX-P4GB-DW-3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
УССВ-2 Рег. № 54074-13
HP ProLiant DL160 Gen10
Активная
Реактивная
1,1
2,3
3,0
4,7
2
ГПП 110/6 кВ «Газоочистка», РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, ф. 43
ТПЛ-СВЭЛ-10
Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 70109-17 Фазы: А; С
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС
А1802 RALX-P4GB-DW-3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
1,1
2,3
3,0
4,7
3
ТП 6/0,4 кВ 2 КТПНУ «Лента», РУ-6 кВ, 2 СШ, 6 кВ, яч. 8 Макдональдс 1
ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; С
ЗНОЛ-СЭЩ-6
Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3
Рег. № 54371-13
Фазы: А; В; С
А1802 RLX-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
1,1
2,3
3,0
4,7
Лист № 4
Всего листов 8
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
4
ТП 6/0,4 кВ 2 КТПНУ «Лента», РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 7 Макдональдс 2
ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; С
ЗНОЛ-СЭЩ-6
Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3
Рег. № 54371-13
Фазы: А; В; С
А1802 RLX-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
УССВ-2 Рег. № 54074-13
HP ProLiant DL160 Gen10
Активная
Реактивная
1,1
2,3
3,0
4,7
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)
±5 с
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при
доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени
30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1, 2 для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество ИК
4
Нормальные условия: параметры сети:
напряжение, % от ином
от 95 до 105
ток, % от 1ном
для ИК № 1, 2
от 5 до 120
для остальных ИК
от 1 до 120
коэффициент мощности cosф
0,9
частота, Гц
от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С
от +15 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
напряжение, % от ином
от 90 до 110
ток, % от 1ном
для ИК № 1, 2
от 5 до 120
для остальных ИК
от 1 до 120
коэффициент мощности cosф
от 0,5 до 1,0
частота, Гц
от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С
от -40 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
от 0 до +35
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
120000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для УССВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
74500
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее
45
при отключении питания, лет, не менее
30
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
коррекции времени в счетчиках;
формирование событий по результатам автоматической самодиагностики;
отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
перерывы питания с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал сервера:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
пропадания питания;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками;
замены счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий».
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
1
2
3
Трансформаторы тока
ТПЛ-СВЭЛ-10
4
Трансформаторы тока
ТОЛ-СЭЩ-10
4
Трансформаторы напряжения
НТМИ-6-66
2
Трансформаторы напряжения
ЗНОЛ-СЭЩ-6
6
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
Альфа 1800
4
Продолжение таблицы 4
1
2
3
Устройство синхронизации системного времени
УССВ-2
1
Сервер
HP ProLiant DL160 Gen10
1
Паспорт-формуляр
ЛНТА.411711.002.ПФ.020
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Лента» ТК-114», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Лента", г. Санкт-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 065
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Анализатор кислорода
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84017-21
[name] => Анализатор кислорода
[model] => MonoExact DF310E
[brand_full] => "Servomex Group Limited", Великобритания
[preview_text] => Анализатор кислорода MonoExact DF310E (далее - анализатор) предназначен для непрерывного автоматического определения объемной доли кислорода в газовых смесях, включающих гелий, азот, водород, оксид углерода, аргон, углеводороды, фреон.
[page_header] => Анализатор кислорода MonoExact DF310E
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84017-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84017-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84017-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84017-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84017-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Анализатор кислорода MonoExact DF310E (далее - анализатор) предназначен для непрерывного автоматического определения объемной доли кислорода в газовых смесях, включающих гелий, азот, водород, оксид углерода, аргон, углеводороды, фреон.
Описание
Принцип действия анализатора - кулонометрический. Первичный преобразователь анализаторов представляет собой электрохимическую ячейку, заполненную электролитом на основе КОН, и включает систему основных и вспомогательных электродов. Ток между катодом и анодом прямо пропорционален концентрации кислорода в анализируемом газе. Измерения проводятся непрерывно в автоматическом режиме.
Работой анализатора, включая градуировку и диагностику неисправностей, управляет встроенный микропроцессор. Настроечные параметры и результат измерения отображаются на дисплее. Для интеграции с системами управления предусмотрены аналоговые и релейные выходы.
Анализатор выполнен в виде единого блока с жидкокристаллическим дисплеем. Анализаторы предназначены для монтажа в стойку или шкаф.
Общий вид анализатора представлен на рисунке 1.
Маркировка анализатора, в том числе нанесение серийного номера, производится путём наклеивания маркировочной таблички на заднюю панель анализатора.
Пломбирование анализатора не предусмотрено.
Нанесения знака поверки на анализатор не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в соответствии с действующим законодательством.
Рисунок 1 - Общий вид анализатора кислорода MonoExact DF310E
Программное обеспечение
Газоанализаторы имеют метрологически значимое встроенное программное обеспечение (далее - ПО), разработанное изготовителем специально для решения задач измерения содержания определяемых компонентов.
Уровень защиты ПО - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице - 1
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Series Application Software DF-300-sc.hex
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже
v2.1
Цифровой идентификатор ПО
a1510d23bba622fb
12b03e544bb4cfc1
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики_____
Определяемый компонент
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента
Пределы допускаемой погрешности, %
приведённая1)
относи
тельная
Кислород (O2)
от 0 до 100 млн 1
от 0 до 1 млн-1 включ.
±10
-
св. 1 до 100 млн-1
-
±10
1) - приведенная погрешность нормирована к верхнему значению диапазона измерений.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
220+33 50/60
Потребляемая мощность, В-А, не более
50
Габаритные размеры (Высота х Ширина х Глубина), мм, не более
265 х 250 х 261
Масса, кг, не более
4,3
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность, %
- атмосферное давление, кПа
от 0 до +45
от 10 до 95 (без конденсации) от 80 до 104
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Анализатор кислорода MonoExact DF310E сер. № 101217
-
1 шт.
Кабель питания
-
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 1 документа «Анализатор кислорода MonoExact DF310E. Паспорт»
Нормативные документы
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»
Техническая документация фирмы-изготовителя «Servomex Group Limited», Великобритания
[category] => Газоанализаторы
[brand] => Фирма "Servomex Group Ltd.", Великобритания
[country] => СОЕДИНЕННОЕ КОРОЛЕВСТВО
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 101217
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Меры моделей дефектов
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84019-21
[name] => Меры моделей дефектов
[model] => КО-281
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Машпроект" (ООО "НПП "Машпроект"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Меры моделей дефектов КО-281 (далее - меры) предназначены для воспроизведения значений глубины дефектов нарушения сплошности металла типа поверхностной трещины и передачи единицы длины при испытаниях, поверке и калибровке электропотенциальных трещиномеров.
[page_header] => Меры моделей дефектов КО-281
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84019-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84019-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84019-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84019-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84019-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Меры моделей дефектов КО-281 (далее - меры) предназначены для воспроизведения значений глубины дефектов нарушения сплошности металла типа поверхностной трещины и передачи единицы длины при испытаниях, поверке и калибровке электропотенциальных трещиномеров.
Описание
Принцип действия мер основан на воспроизведении заданных значений глубины дефектов типа поверхностной трещины.
Меры представляют собой металлические бруски с нанесенными на их рабочие поверхности дефектами.
Нанесение знака поверки на меры не предусмотрено. Заводские номера, обеспечивающие идентификацию каждого экземпляра мер, наносятся на боковую поверхность гравировкой, электрокарандашом или в виде этикетки, что обеспечивает возможность прочтения и сохранность номера в процессе эксплуатации мер.
Общий вид мер представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид мер
Пломбирование мер не предусмотрено.
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальное значение и допускаемое отклонение глубины дефекта, мм*
0,5 ± 0,1;
1,0 ± 0,2;
2,0 ± 0,3;
5,0 ± 0,4;
10,0 ± 0,5;
20,0 ± 0,5;
30,0 ± 0,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений глубины дефектов, мм, для значений глубины, мм 0,5 1,0; 2,0 5,0 10,0 20,0; 30,0
±0,05 ±0,10 ±0,15 ±0,20 ±0,30
* количество определяется при заказе и указывается в паспорте
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Ширина раскрытия дефектов, мм*
от 0,005 до 0,5
Материал изготовления*
Ферромагнитный, неферромагнитный
Шероховатость рабочей поверхности Ra, мкм, не более
3,2
Габаритные размеры мер, мм, не более - длина - ширина - высота
260
63
43
Масса, кг, не более
5
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, оС
- относительная влажность, %
от +15 до +35 от 45 до 80
Средний срок службы, лет, не менее
5
* определяется при заказе и указывается в паспорте
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Меры моделей дефектов КО-281
—
1 шт.
Коробка
—
1 шт.
Паспорт
—
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 1 паспорта.
Нормативные документы
ТУ 26.51.66-012-96819331-2020 «Меры моделей дефектов КО-281. Технические условия»
[category] =>
[brand] => ООО "НТП "Машпроект", г.С.-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 14
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 14
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Системы измерений параметров валов
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84018-21
[name] => Системы измерений параметров валов
[model] => Sylvac SCAN
[brand_full] => Sylvac SA, Швейцария
[preview_text] => Системы измерений параметров валов Sylvac SCAN (далее - система) предназначены для измерений линейных размеров, формы и взаимного расположения поверхностей деталей сложной формы, а также формы поверхностей вращения типа коленчатые и распределительные валы.
[page_header] => Системы измерений параметров валов Sylvac SCAN
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84018-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84018-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84018-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84018-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/84018-21-0004.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/84018-21-0005.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84018-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84018-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84018-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84018-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Системы измерений параметров валов Sylvac SCAN (далее - система) предназначены для измерений линейных размеров, формы и взаимного расположения поверхностей деталей сложной формы, а также формы поверхностей вращения типа коленчатые и распределительные валы.
Описание
Принцип действия систем основан на обработке теневого силуэта детали в проходящем параллельном свете. Тень от детали проецируется на приемную матрицу, с помощью которой регистрируется форма и размеры деталей. Распределение интенсивности света на переходе от тени к свету регистрируется приемным устройством и преобразовывается в электрический сигнал, который обрабатывается измерительной программой.
Конструктивно основание системы и колонна объединены в один узел, в котором размещены приводы бабки и измерительный блок. Нижняя бабка, расположенная на нижнем конце колонны, имеет приспособление для закрепления детали с помощью конуса Морзе или патрона. В зависимости от выполняемой измерительной задачи деталь в процессе измерений остаётся неподвижной или вращается вокруг своей продольной оси. При измерении во время вращения, ось прибора приводится во вращение с постоянной скоростью позиционирующим двигателем. При измерении неподвижной детали позиционирующий двигатель фиксирует ось верхней бабки в определенном положении. Нижняя бабка вместе с различными элементами управления закреплена на колонне подвижно. Обе бабки снабжены крепёжным приспособлением с конусом Морзе и патроном. Элементы управления позволяют корректировать положение верхней бабки в зависимости от длины детали и упрощают установку детали.
Оптический измерительный блок, состоящий из источника питания, осветителя, оптоэлектронной системы и системы обработки изображения, смонтирован на колонне и перемещается параллельно оси установки. Первичные измерительные данные, полученные с помощью оптоэлектронной системы и системы регистрации позиционирования, обрабатываются компьютером со встроенными платами управления системой. Результат измерения, расчетов, оценки и анализа отображается на цветном дисплее, сохраняется для статистической обработки и, при необходимости, выводится на печать.
Системы выпускаются в десяти модификациях. Модификации отличаются метрологическими и техническим характеристиками.
Модификации Sylvac SCAN S25, Sylvac SCAN S25T, Sylvac SCAN F60, Sylvac SCAN F60T, Sylvac SCAN F60L, Sylvac SCAN F60LT, Sylvac SCAN S145, Sylvac SCAN S145L имеют вертикальную ориентацию и позволяют автоматически вращать измеряемый объект.
Модификации Sylvac SCAN 52, Sylvac SCAN 52R имеют горизонтальную ориентацию.
Модификации Sylvac SCAN 52R, Sylvac SCAN S25, Sylvac SCAN S25T, Sylvac SCAN F60, Sylvac SCAN F60T, Sylvac SCAN F60L, Sylvac SCAN F60LT, Sylvac SCAN S145, Sylvac SCAN S145L позволяет автоматически вращать измеряемую деталь вокруг своей оси.
Модификации Sylvac SCAN S25T, Sylvac SCAN F60T, Sylvac SCAN F60LT позволяют изменять наклон оптического измерительного блока на фиксированный угол для проведения измерений резьбы и для измерений в труднодоступных местах.
Заводские номера наносятся на заднюю часть корпуса систем в виде этикетки (шильдика) и имеют цифровое, или цифробуквенное обозначение. Пломбирование систем измерений параметров валов Sylvac SCAN не предусмотрено.
а)
б)
в)
г)
д) е)
Рисунок 1 - Общий вид систем измерений параметров валов Sylvac SCAN
а) Sylvac SCAN S25, SCAN S25T б) Sylvac SCAN 52, Sylvac SCAN 52R
в) Sylvac SCAN F60, Sylvac SCAN F60T, г) Sylvac SCAN F60L, Sylvac SCAN F60LT
д) Sylvac SCAN S145 е) Sylvac SCAN S145L
Программное обеспечение
Системы измерений параметров валов Sylvac SCAN имеют в своем составе программное обеспечение (ПО), встроенное в аппаратное устройство операторского персонального компьютера, разработанное для конкретных измерительных задач, осуществляющее измерительные функции, функции получения и передачи измерительной информации.
Программное обеспечение «Sylvac REFLEX-SCAN», «Sylvac REFLEX-SCAN+», «Sylvac REFLEX-SCAN+ PRO» является специализированным ПО систем и предназначено для их управления, составления измерительных программ и обработки результатов измерений. ПО не может быть использовано отдельно от систем.
Конструкция СИ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО СИ и измерительную информацию. Метрологически значимая часть ПО систем и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.
Главной защитой ПО является USB-ключ-заглушка. HASP (программа, направленная на борьбу с нарушением авторских прав на компьютерное пиратство) использует 128-битное шифрование по алгоритму AES (симметричный алгоритм блочного шифрования информации), что позволяет предотвратить неавторизованное использование ПО.
Программное обеспечение является неизменным. Средства для программирования или изменения метрологически значимых функций отсутствуют, что исключает влияние ПО на метрологические характеристики систем.
Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные (признаки) метрологически значимой части ПО указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
дентификационное наименование ПО
Sylvac REFLEXSCAN
Sylvac REFLEX-SCAN+
Sylvac REFLEX-SCAN+ PRO
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Не ниже 1.0
Не ниже 1.0
Не ниже 1.0
Цифровой идентификатор ПО
-
-
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Sylvac SCAN S25
Диапазон измерений диаметров, мм
от 0,05 до 26
Диапазон измерений длин, мм
от 0,05 до 200
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений диаметров, мкм*
±(0,9+D/100), где D - измеряемый диаметр в мм
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений длин, мкм*
±(2,5+17100), где L - измеряемая длина в мм
Повторяемость результатов измерений диаметров, мкм
0
Повторяемость результатов измерений длин, мкм
0
Значение
Sylvac
SCAN S25T
Sylvac
SCAN 52
Sylvac
SCAN 52R
от 0,05 до 26
от 0,5 до 52
от 0,5 до 52
от 0,05 до 200
от 0,8 до 300
от 1 до 300
±(0,9+D/100), где D - измеряемый диаметр в мм
±(1,5+0/100), где D - измеряемый диаметр в мм
±(1,5+0/100), где D - измеряемый диаметр в мм
±(2,5+L/100), где L - измеряемая длина в мм
±(4+L/100), где L - измеряемая длина в мм
±(4+L/100), где L - измеряемая длина в мм
5
0,6
8
2,5
Продолжение таблицы 2
Наименование характеристики
Значение
Sylvac SCAN F60
Sylvac SCAN F60T
Sylvac SCAN F60L
Sylvac SCAN F60LT
Sylvac SCAN S145
Sylvac SCAN S145L
Диапазон измерений диаметров, мм
от 0,2 до 64
от 0,2 до 64
от 0,2 до 64
от 0,2 до 64
от 0,2 до 145
от 0,2 до 145
Диапазон измерений длин, мм
от 0,8 до 300
от 0,8 до 300
от 0,8 до 500
от 0,8 до 500
от 0,8 до 615
от 0,8 до 1280
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений диаметров, мкм*
±(1+D/100), где D - измеряемый диаметр в мм
±(1+D/100), где D - измеряемый диаметр в мм
±(1+D/100), где D - измеряемый диаметр в мм
±(1+D/100), где D - измеряемый диаметр в мм
±(1,5+D/100), где D - измеряемый диаметр в мм
±(1,5+D/100), где D - измеряемый диаметр в мм
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений длин, мкм*
±(3+L/100), где L - измеряемая длина в мм
±(3+L/100), где L - измеряемая длина в мм
±(3+L/100), где L - измеряемая длина в мм
±(3+L/100), где L - измеряемая длина в мм
±(4+L/200), где L - измеряемая длина в мм
±(4+L/200), где L - измеряемая длина в мм
Повторяемость результатов измерений диаметров, мкм
0,5
Повторяемость результатов измерений длин, мкм
1,8
1,0
Примечание: * - при температуре окружающего воздуха от плюс 18 до плюс 22 °С;
Таблица 3 - Технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Sylvac SCAN S25
Sylvac SCAN S25T
Sylvac SCAN 52
Sylvac SCAN 52R
Sylvac SCAN F60
Sylvac SCAN F60T
Sylvac SCAN F60L
Sylvac SCAN F60LT
Sylvac
SCAN S145
Sylvac SCAN S145L
Разрешение при измерениях диаметров, мм
0,0001
Разрешение при измерениях длин, мм
0,0001
0,0005
0,0001
0,0001
Максимальный угол наклона измеряемой детали, °
-
30
-
-
-
30
-
30
-
-
Допускаемые размеры детали, мм, не более: -длина -диаметр
200
51
300
100
315
120
315
120
500
120
500
120
615
145
1280
254
Масса измеряемой детали, кг, не более
3
4
10
100
Габаритные размеры, мм, не более, - длина - высота
- ширина
520
590
450
520
590
450
1000
840
435
1000
840
435
890 1363 725
890
1363 725
890
1763 725
890
1763 725
1180
1833 780
1180
2433
780
Масса системы, кг, не более
73
103
265
330
530
650
Таблица 4 - Условия эксплуатации
Наименование характеристики
Значение
Sylvac SCAN S25
Sylvac SCAN S25T
Sylvac SCAN 52
Sylvac SCAN 52R
Sylvac SCAN F60
Sylvac SCAN F60T
Sylvac SCAN F60L
Sylvac SCAN F60TL
Sylvac SCAN S 145
Sylvac SCAN S 145L
Диапазон рабочих температур, °C
от +10 до +40
от +10 до +40
от +10 до +35
от +10 до +35
от +10 до +40
Относительная влажность воздуха, %
от 10 до 80
Напряжение переменного тока, В
от 220 до 240
Частота, Гц
50/60
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
Количество
Обозначение
Система измерений параметров валов Sylvac SCAN
1 шт.
-
Персональный компьютер
1 шт.
-
Монитор
1 шт.
-
Руководство по эксплуатации
1 экз.
-
Руководство по эксплуатации на программное обеспечение
-
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Операции» руководства по эксплуатации на программное обеспечение.
Нормативные документы
Стандарт предприятия фирмы - производителя «Стандарт предприятия фирмы SYLVAC. Системы измерений параметров валов Sylvac SCAN».
[category] =>
[brand] => Фирма "Sylvac S.A.", Швейцария
[country] => ШВЕЙЦАРИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 4
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 4
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84015-21
[name] => Резервуары вертикальные стальные цилиндрические
[model] => РВС-20000
[brand_full] => Акционерное общество "Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций имени Н.Е. Крюкова" (АО "НЗРМК им. Н.Е. Крюкова"), Кемеровская область - Кузбасс, г. Новокузнецк
[preview_text] => Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-20000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
[page_header] => Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-20000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84015-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84015-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84015-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84015-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/84015-21-0004.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/84015-21-0005.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/84015-21-0006.jpg
[7] => https://all-pribors.ru/pics/original/84015-21-0007.jpg
[8] => https://all-pribors.ru/pics/original/84015-21-0008.jpg
[9] => https://all-pribors.ru/pics/original/84015-21-0009.jpg
[10] => https://all-pribors.ru/pics/original/84015-21-0010.jpg
[11] => https://all-pribors.ru/pics/original/84015-21-0011.jpg
[12] => https://all-pribors.ru/pics/original/84015-21-0012.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84015-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84015-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84015-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84015-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-20000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Описание
Принцип действия резервуаров основан на заполнении их нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего объему согласно градуировочным таблицам резервуаров.
Резервуары представляют собой стальные вертикальные конструкции цилиндрической формы со стационарной крышей без понтона.
Тип резервуаров - вертикальные стальные цилиндрические. Резервуары оборудованы боковой лестницей, замерным люком, люками-лазами и приемо-раздаточными устройствами для обслуживания во время эксплуатации. Резервуары также оснащены молниезащитой, защитой от статического электричества и системой тушения пожара.
Тип размещения - наземный. Фундаменты резервуаров РВС-20000 соответствуют требованиям ГОСТ 31385-2016 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия».
Заводские номера наносятся на стенки резервуаров аэрографическим способом и типографским способом в паспорт.
Пломбирование резервуаров вертикальных стальных цилиндрических РВС-20000 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельства о поверке и градуировочные таблицы.
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-20000 зав.№№ 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 расположены на территории РП ОГП цеха ОГП Завода по стабилизации конденсата имени В. С. Черномырдина (Сургутский ЗСК), филиала ООО «Газпром переработка» по адресу: Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, Сургутский район, близ поселка АСС ГПЗ.
Общий вид резервуаров вертикальных стальных цилиндрических РВС-20000 представлен на рисунках 1-13.
Рисунок 1 - Общий вид резервуаров РВС-20000
Рисунок 2 - Общий вид резервуаров РВС-20000
Рисунок 3 - Общий вид резервуаров РВС-20000
Рисунок 4 - Общий вид резервуаров РВС-20000
Рисунок 5 - Общий вид резервуаров РВС-20000
Рисунок 6 - Общий вид резервуаров РВС-20000
Рисунок 7 - Общий вид резервуаров РВС-20000
Рисунок 9 - Общий вид резервуаров РВС-20000
Рисунок 10 - Общий вид резервуаров РВС-20000
Рисунок 11 - Общий вид резервуаров РВС-20000
Рисунок 12 - Общий вид резервуаров РВС-20000
Рисунок 13 - Общий вид резервуаров РВС-20000
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
1
2
Тип резервуаров
РВС-20000
Номинальная вместимость, м3
20000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуаров (геометрический метод), %
±0,10
Средний срок службы, лет, не менее
50
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, оС
- атмосферное давление, кПа
от - 50 до - 50 от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспортов типографским способом.
Комплектность
Таблица 2 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические
РВС-20000
1 шт.
Паспорта на резервуары
-
1 экз.
Градуировочные таблицы
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 7 паспорта.
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
[category] => Резервуары
[brand] => АО "Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций имени Н.Е. Крюкова" (АО "НЗРМК им. Н.Е. Крюкова"), г. Новокузнецк
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 12
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 12
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84016-21
[name] => Резервуары вертикальные стальные цилиндрические
[model] => РВС-3000
[brand_full] => Акционерное общество "Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций имени Н.Е. Крюкова" (АО "НЗРМК им. Н.Е. Крюкова"), Кемеровская область - Кузбасс, г. Новокузнецк
[preview_text] => Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-3000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
[page_header] => Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-3000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84016-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84016-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84016-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84016-21-0003.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84016-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84016-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84016-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84016-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-3000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Описание
Принцип действия резервуаров основан на заполнении их нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего объему согласно градуировочным таблицам резервуаров.
Резервуары представляют собой стальные вертикальные конструкции цилиндрической формы со стационарной крышей без понтона.
Тип резервуаров - вертикальные стальные цилиндрические. Резервуары оборудованы боковой лестницей, замерным люком, люками-лазами и приемо-раздаточными устройствами для обслуживания во время эксплуатации. Резервуары также оснащены молниезащитой, защитой от статического электричества и системой тушения пожара.
Тип размещения - наземный. Фундаменты резервуаров РВС-3000 соответствуют требованиям ГОСТ 31385-2016 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия».
Заводские номера наносятся на стенки резервуаров аэрографическим способом и типографским способом в паспорт.
Пломбирование резервуаров вертикальных стальных цилиндрических РВС-3000 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельства о поверке и градуировочные таблицы.
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-3000 зав.№№ 26, 27, 7936 расположены на территории РП № 2 РП ПМТ Завода по стабилизации конденсата имени В. С. Черномырдина (Сургутский ЗСК), филиала ООО «Газпром переработка» по адресу: Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, Сургутский район, близ поселка АСС ГПЗ.
Общий вид резервуаров вертикальных стальных цилиндрических РВС-3000 представлен на рисунках 1-4.
Рисунок 1 - Общий вид резервуаров РВС-3000
Рисунок 2 - Общий вид резервуаров РВС-3000
Рисунок 3 - Общий вид резервуаров РВС-3000
Рисунок 4 - Общий вид резервуаров РВС-3000
Программное обеспечение отсутствует.
Лист № 4
Всего листов 6
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Тип резервуаров
РВС-3000
Номинальная вместимость, м3
3000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуаров (геометрический метод), %
±0,15
Средний срок службы, лет, не менее
50
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, оС
- атмосферное давление, кПа
от - 50 до + 50 от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспортов типографским способом.
Комплектность
Таблица 2 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические
РВС-3000
1 шт.
Паспорта на резервуары
-
1 экз.
Градуировочные таблицы
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 7 паспорта.
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
[category] => Резервуары
[brand] => АО "Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций имени Н.Е. Крюкова" (АО "НЗРМК им. Н.Е. Крюкова"), г. Новокузнецк
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 26, 27, 7936
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84014-21
[name] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
[model] => РВСП-20000
[brand_full] => Акционерное общество "Черноморские магистральные нефтепроводы" (АО "Черномортранснефть"), Краснодарский край, г. Новороссийск
[preview_text] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВСП-20000 (далее - резервуары) предназначены для хранения и измерений объема нефти и нефтепродукта (нефть, мазут, дизельное топливо) АО «Черномортранснефть».
[page_header] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВСП-20000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84014-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84014-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84014-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84014-21-0003.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84014-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84014-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84014-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84014-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВСП-20000 (далее - резервуары) предназначены для хранения и измерений объема нефти и нефтепродукта (нефть, мазут, дизельное топливо) АО «Черномортранснефть».
Описание
Принцип действия резервуаров основан на измерении объема нефтепродукта в зависимости от уровня его наполнения.
Резервуары представляют собой стальные вертикальные конструкции цилиндрической формы с плоскими днищами. Резервуары оснащены предохранительными и дыхательными клапанами, люками замерными, люками световыми, люками-лазами для эксплуатации, понтонами, приемно-раздаточными патрубками для заполнения и опорожнения. Установка -надземная.
Резервуары РВСП-20000, заводские номера 15, 16, 17, 18 расположены на территории Российская Федерация, Краснодарский край, г. Новороссийск, ПК «Шесхарис», АО «Черномортранснефть». Заводские номера наносят на боковую поверхность резервуаров краской, устойчивой к условиям эксплуатации, при помощи трафарета.
Общий вид резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВСП-20000
представлен на рисунках 1, 2, 3, 4.
Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВСП-20000 зав.№ 15
Рисунок 2 - Общий вид резервуара РВСП-20000 зав.№ 16
Рисунок 3 - Общий вид резервуара РВСП-20000 зав.№ 17
Рисунок 4 - Общий вид резервуара РВСП-20000 зав.№ 18
Пломбирование резервуаров не предусмотрено.
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Основные метрологические характеристики резервуаров
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
20000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуаров, %
± 0,10
Таблица 2 - Основные технические характеристики резервуаров
Наименование характеристики
Значение характеристики
Температура окружающей среды при эксплуатации, °С
от - 50 до + 50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
50
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуаров типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплект средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический
РВСП-20000
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
ФР.1.28.2021.39629 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтепродуктов. Методика измерений косвенным методом статических измерений в вертикальных резервуарах»;
ФР.1.28.2021.39631 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений косвенным методом статических измерений в вертикальных резервуарах».
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
[category] => Резервуары
[brand] => ОАО "Черномортранснефть", г.Новороссийск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 15, 16, 17, 18
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84013-21
[name] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
[model] => РГС-10
[brand_full] => Акционерное общество "Транснефть - Урал" (АО "Транснефть - Урал"), г. Уфа
[preview_text] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-10 предназначены для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-10
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84013-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84013-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84013-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84013-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84013-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84013-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-10 предназначены для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуаров - стальные горизонтальные цилиндрические, номинальной вместимостью 10 м3 подземного расположения.
Принцип действия резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-10 основан на заполнении их нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-10 представляют собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами.
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.
Заводские номера наносится на табличку с информацией о резервуарах (рисунок 1).
Резервуары РГС-10 с заводскими номерами 21, 22, 23 расположены по адресу: г. Челябинск, п. Новосинеглазовский, ул. Советская, 1, ЦТТ и СТ (АЗС), Челябинское НУ АО «Транснефть - Урал».
Общий вид резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-10 представлен на рисунках 2, 3.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Место нанесения заводских номеров
Рисунок 2 - Общий вид резервуаров РГС-10
Рисунок 3 - Общий вид эскиза резервуаров РГС-10
Пломбирование резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-10 не предусмотрено.
Программное обеспечение отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
10
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %
±0,25
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
30
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-10
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => АО "Транснефть-Урал", г. Уфа
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 21, 22, 23
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84012-21
[name] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
[model] => РВС-3000
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Ремонтно-механический завод" (ООО "РМЗ"), Самарская обл., г. Новокуйбышевск
[preview_text] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-3000 предназначены для измерений объема нефти, а также для ее приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-3000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84012-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84012-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84012-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84012-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84012-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-3000 предназначены для измерений объема нефти, а также для ее приема, хранения и отпуска.
Описание
Принцип действия резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-3000 основан на заполнении его нефтью до определенного уровня, соответствующего объему продукта согласно градуировочной таблице резервуаров.
Тип резервуаров - стальные вертикальные цилиндрические, с номинальной вместимостью 3000 м3.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-3000 представляют собой металлический сосуд в форме вертикального цилиндра с плоским днищем и стационарной кровлей, оборудованный приемо-раздаточными устройствами и люками.
Заполнение и выдача нефти осуществляется через приемно-раздаточные устройства, расположенные в нижней части резервуара.
Заводской номер резервуаров нанесен на шильд-табличке вблизи люка резервуаров.
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-3000 расположены на территории УПН с ПСП «Калиновый ключ» ООО «Транснефть-Самара».
Общий вид резервуара стального вертикального цилиндрического РВС-3000 представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-3000
Пломбирование резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-3000 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке резервуара и в градуировочной таблице на листах в местах подписи поверителя.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
зав. №747
зав. №748
Номинальная вместимость резервуаров, м3
3000
Пределы допускаемой относительной погрешности вместимости резервуаров, %
±0,20
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
зав. №747
зав. №748
Габаритные размеры, мм - высота стенки
- диаметр
11920
18980
11920
18980
Рабочая среда
нефть по ГОС
ГР 51858-2002
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -35 до +40
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование и условные обозначения
Обозначение
Количество
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
РВС-3000, зав. № 747, 748
-
2 шт.
Паспорт
-
2 экз.
Градуировочная таблица
-
2 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 «Методика измерений» паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях массового и объемного расходов жидкости.
[category] => Резервуары
[brand] => ООО "Ремонтно-механический завод", г.Новокуйбышевск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 747, 748
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Измерители частоты и параметров виброколебаний
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84011-21
[name] => Измерители частоты и параметров виброколебаний
[model] => ИНК-3
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Интерприбор" (ООО НПП "Интерприбор"), г. Челябинск
[preview_text] => Измерители частоты и параметров виброколебаний ИНК-3 (далее - приборы) предназначены для измерений параметров виброколебаний (частоты, среднеквадратичного значения виброскорости и амплитуды виброперемещения) виброплощадок, арматуры, промышленных установок и строительных конструкций.
[page_header] => Измерители частоты и параметров виброколебаний ИНК-3
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84011-21-0001.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84011-21-0000.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84011-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84011-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/84011-21-0004.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84011-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84011-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84011-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84011-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Измерители частоты и параметров виброколебаний ИНК-3 (далее - приборы) предназначены для измерений параметров виброколебаний (частоты, среднеквадратичного значения виброскорости и амплитуды виброперемещения) виброплощадок, арматуры, промышленных установок и строительных конструкций.
Описание
Принцип действия приборов основан на измерении параметров колебаний (частоты и виброускорения) чувствительным элементом и последующей передаче их в управляющую программу, установленную на смартфоне, где осуществляется их обработка и пересчёт в частоту, среднеквадратичное значение (СКЗ) виброскорости и амплитуду виброперемещения. Данные параметры могут быть использованы для последующих расчетов характеристик объектов и их свойств, на которые устанавливаются датчики приборов.
Приборы состоят из смартфона и датчиков, в которых расположены преобразователи, модули связи и аккумуляторы. Связь между смартфоном и датчиками осуществляется по беспроводному интерфейсу Bluetooth.
Приборы ИНК-3 выпускаются в нескольких модификациях - ИНК-3Н, ИНК-3Н1, ИНК-3К, ИНК-3К1, ВИСТ-3, которые отличаются друг от друга диапазонами измерений и габаритными размерами.
Место пломбирования приборов не предусмотрено.
Заводские номера наносятся на датчики приборов и чехол смартфона методом наклейки или методом лазерной печати.
Знак поверки наносится в раздел «Сведения о поверке» руководства по эксплуатации.
Общий вид приборов представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид измерителей частоты и параметров виброколебаний ИНК-3 Программное обеспечение
Программное обеспечение приборов (далее - ПО) неизменяемое и не поддается идентификации. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ИНК-3
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Не ниже 22.08.2019
Цифровой идентификатор ПО
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
ИНК-3Н
ИНК-3Н1
ИНК-3К
ИНК-3К1
ВИСТ-3
Диапазон измерений:
- частоты следования импульсов, Г ц
- частоты колебаний, Гц
- СКЗ виброскорости, мм/с
- амплитуды виброперемещения, мм
от 5 до 100 от 5 до 100
-
-
от 5 до 100
от 5 до 200
от 1 до 500
от 0,02 до 4
-
от 5 до 1000 от 1 до 500 от 0,02 до 4
Диапазоны рабочих частот:
- при измерении СКЗ виброскорости, Гц;
- при измерении амплитуды виброперемеще-ния,Гц
--
от 5 до 200
от 5 до 200
от 5 до 1000 от 5 до 500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений частоты следования импульсов и частоты колебаний, %
± 0,2
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений, %:
- СКЗ виброскорости
- амплитуды виброперемещения
± 6
± 6
Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений СКЗ виброскорости и амплитуды виброперемещения при отклонении температуры окружающей среды от нормальной области на каждые 10 °С в пределах рабочего диапазона температур, %
± 2
Нормальные условия измерений:
- температура окружающей среды, °С;
- относительная влажность, %, не более;
от +15 до +25 от 30 до 80
Таблица 3 - Технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
- рабочий диапазон температур окружающего воздуха, °С:
- для датчиков
от -20 до +40
- для смартфона
от +5 до +35
Напряжение питания приборов, В: - от встроенного аккумулятора
3,7±0,5
- от внешнего источника питания (зарядное устройство)
5±0,25
Габаритные размеры:
(длинахширинахвысота), мм, не более: - датчика ДН-4Н, ДН-4К
240x50x45
- датчика ДН-4Н1
30x20x20
(диаметрхвысота) , мм, не более: - датчика ДВ-5
030x40
Масса, кг, не более:
- датчика ДН-4Н, ДН-4К
0,25
- датчика ДН-4Н1
0,10
- датчика ДВ-5
0,25
Знак утверждения типа
наносится при помощи наклейки или лазерной печати на лицевую панель датчика прибора, а также типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерения
Наименование и условное обозначение
Наименование модификаций
ИНК-3Н
ИНК-3Н1
ИНК-3К
ИНК-3К1
ВИСТ-3
Количество датчиков, шт.
Смартфон
1
1
1
1
1
Датчик ДН-4Н
1
1
-
-
-
Датчик ДН-4К
-
-
1
1
-
Датчик ДН-4Н1
-
1
-
1
-
Датчик ДВ-5
-
-
-
-
1
Устройство зарядное USB
1
1
1
1
1
Кабель USB
1
1
1
1
1
Программа связи с ПК
1
1
1
1
1
Руководство по эксплуатации
НКИ
П.408412.100 РЭ
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «НКИП.408412.100 РЭ. 6. Работа с прибором» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 2772 от 27.12.2018 Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений виброперемещения, виброскорости, виброускорения и углового ускорения.
ТУ 4276-035-7453096769-2019. Измерители частоты и параметров виброколебаний ИНК-3. Технические условия.
[category] =>
[brand] => ООО НПП "Интерприбор", г.Челябинск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 27
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 27
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Далур" № 3
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84010-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Далур" № 3
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "Далур" (АО "Далур"), Курганская обл., Далматовский р-н, с. Уксянское
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Далур» № 3 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Далур" № 3
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84010-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84010-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84010-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84010-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Далур» № 3 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер опроса и сервер баз данных (сервер БД) АО «Далур» с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», сервер АО «Атомэнергопромсбыт» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройства синхронизации времени (УСВ), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер опроса АО «Далур», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Далее измерительная информация по корпоративной сети передачи данных поступает на сервер БД АО «Далур», где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Также сервер БД АО «Далур» может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), а также инфраструктурным организациям ОРЭМ.
Измерительная информация от сервера БД АО «Далур» с периодичностью не реже одного раза в сутки в автоматизированном режиме по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в рамках согласованного регламента передается на сервер АО «Атомэнергопромсбыт».
Сервер АО «Атомэнергопромсбыт» осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами ОРЭМ и с другими АИИС КУЭ, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе АО «АТС» и прочими заинтересованными организациями в рамках согласованного регламента. Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов установленных форматов, в том числе заверенных электронно-цифровой подписью, в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера опроса АО «Далур», часы сервера АО «Атомэнергопромсбыт», УСВ. УСВ обеспечивают передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера АО «Атомэнергопромсбыт» с соответствующим УСВ осуществляется не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера АО «Атомэнергопромсбыт» производится при расхождении не менее ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера опроса АО «Далур» с соответствующим УСВ осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера опроса АО «Далур» производится при расхождении с УСВ на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера опроса АО «Далур» осуществляется 1 раз в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера опроса на ±3 с.
Журналы событий счетчика, сервера опроса АО «Далур» и сервера АО «Атомэнергопромсбыт» отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Далур» № 3.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ПК «Энергосфера» и ПО «АльфаЦЕНТР».
ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
ПК «Энергосфера»
Идентификационное наименование ПО
pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационное наименование ПО
ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электрической энергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УСВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
ПС 110 кВ Рудная, Ввод 110 кВ Т-1
ТФЗМ-110 Б
Кл.т. 0,5 200/5
Рег. № 24811-03 Фазы: А; В; С
НАМИ-110
Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
УСВ-3 Рег. № 64242-16
HP Proliant DL120 G5
HP Proliant
DL320 G6
Dell inc.
Power Edge R430
Активная
Реактивная
1,1
2,2
3,2
5,6
2
ПС 110 кВ Ук-сянка, КРУН-10 кВ, яч.17
ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; С
НАМИТ-10-2
УХЛ2
Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-02
Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,4
5,7
3
ПС 110 кВ Ук-сянка, КРУН-10 кВ, яч.9
ТПЛ-СВЭЛ-10
Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 44701-10 Фазы: А; С
НАМИТ-10-2 УХЛ2
Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,4
5,7
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
4
ЯКНО 10 кВ ЛСУ Западная, отпайка ВЛ-10 кВ Ясная поляна
ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 15128-07 Фазы: А; С
ЗНОЛП-10
Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3
Рег. № 46738-11
Фазы: А
ЗНОЛП-10
Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3
Рег. № 23544-07
Фазы: В; С
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
УСВ-3 Рег. № 64242-16
HP Proliant DL120 G5
HP Proliant
DL320 G6
Dell inc.
Power Edge R430
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,7
5
КТП-609-У, 10/0,4 кВ, 400 кВА, РУ-0,4 кВ, Ввод-0,4 кВ
ТТЭ-60
Кл.т. 0,5S 800/5 Рег. № 67761-17 Фазы: А; В; С
—
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
6
КТП-610-У, 10/0,4 кВ, 250 кВА РУ-0,4 кВ, Ввод-0,4 кВ
ТТЭ-60
Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 67761-17 Фазы: А; В; С
—
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
7
ПС 110/10 кВ «Урал», яч.13
ТОЛ
Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А; С
НИОЛ-СТ-10
Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3
Рег. № 58722-14 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,3
5,7
8
ЯКНО-10 кВ, ВЛ-10 кВ «Чирки»
ТОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С
ЗНОЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3
Рег. № 35956-12 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
Активная
Реактивная
1,3
2,5
3,4
5,7
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
9
КТП-74 10/0,4 кВ, 400 кВА «Прирельсовая база», РУ-0,4 кВ, Ввод-0,4 кВ
ТТЭ-30
Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 67761-17 Фазы: А; В; С
—
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
УСВ-3 Рег. № 64242-16
HP Proliant DL120 G5
HP Proliant
DL320 G6
Dell inc.
Power Edge R430
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
10
ПС 110/10 кВ «Далур» Ввод 110 кВ
ТОГФ-110
Кл.т. 0,2S 75/5 Рег. № 61432-15 Фазы: А; В; С
ЗНОГ-110
Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3
Рег. № 61431-15 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17
Активная
Реактивная
0,6
1,1
1,5
2,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU), с
±5
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при
доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени
30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1, 4, 7 указана для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % от 1ном, cos9 = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденного типа, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество ИК
10
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от ином
ток, % от 1ном
для ИК №№ 1, 4, 7
для остальных ИК
коэффициент мощности cosф частота, Гц
температура окружающей среды, °С
от 95 до 105
от 5 до 120
от 1 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2 от +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от ином
ток, % от 1ном
для ИК №№ 1, 4, 7
для остальных ИК
коэффициент мощности cosф
частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С
от 90 до 110
от 5 до 120
от 1 до 120
от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40
от 0 до +40 от +10 до +35
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 36697-08):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 36697-17):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для серверов:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
140000 2
220000 2
45000 2
70000 0,5
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для серверов:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
113
10
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания серверов с помощью источника
бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
серверов.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
серверов.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
1
2
3
Трансформаторы тока
ТФЗМ-110 Б
3
Трансформаторы тока
ТОЛ-10-I
4
Трансформаторы тока
ТПЛ-СВЭЛ-10
2
Трансформаторы тока измерительные
ТТЭ-60
6
Продолжение таблицы 4
1
2
3
Трансформаторы тока опорные
ТОЛ
2
Трансформаторы тока
ТОЛ-СЭЩ-10
3
Трансформаторы тока измерительные
ТТЭ-30
3
Трансформаторы тока
ТОГФ-110
3
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные
НАМИ-110
3
Трансформаторы напряжения
НАМИТ-10-2 УХЛ2
2
Трансформаторы напряжения заземляемые
ЗНОЛП-10
1
Трансформаторы напряжения
ЗНОЛП-10
2
Трансформаторы напряжения
НИОЛ-СТ-10
3
Трансформаторы напряжения
ЗНОЛ-СЭЩ-10
3
Трансформаторы напряжения
ЗНОГ-110
3
Счетчики электрической энергии многофункциональные
СЭТ-4ТМ.03М
10
Устройства синхронизации времени
УСВ-3
2
Сервер опроса АО «Далур»
HP Proliant DL120 G5
1
Сервер баз данных АО «Далур»
HP Proliant DL320 G6
1
Сервер АО «Атомэнергопромсбыт»
Dell inc.Power Edge R430
1
Формуляр
08.2021.Далур-003.ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Далур» № 3», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат
аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => АО "Далур", с.Уксянское
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 03
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Позимь
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84009-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Позимь
[model] =>
[brand_full] => Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Позимь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Позимь
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84009-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84009-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84009-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84009-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Позимь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий центр сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС, ПМЭС, каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМ1. и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронно-цифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ ИВК, принимающее сигналы точного времени от спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС/GPS. УССВ ИВК обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой РФ координированного времени UTC (SU).
УССВ ИВК выполняет функцию источника точного времени для уровня ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени УСПД и времени национальной шкалы РФ координированного времени UTC (SU) более чем на ±1 с., с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ±5 с.
Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения установлен в технической документации АИИС КУЭ. Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные (если имеются)
DataServer. exe, DataServer_USPD. exe
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
№
ИК
Наименование ИК
Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
УСПД
1
2
3
4
5
6
1
ВЛ 220 кВ Позимь — Металлург (ВЛ 220 кВ Металлург)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
DFK-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 52352-12
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
ЭКОМ-3000 Рег. №1704914
2
ШОВМ 220 кВ
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт=1000/1 рег. № 74600-19
DFK-245 кл.т 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 52352-12
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
3
ВЛ 110 кВ Позимь — Донцовская I цепь с отпайкой на ПС Завьялово (ВЛ 110 кВ Донцовская 1)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 500/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
4
ВЛ 110 кВ Позимь — Донцовская II цепь отпайкой на ПС Завьялово (ВЛ 110 кВ Донцовская 2)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 500/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
5
ВЛ 110 кВ Ижевская — ТЭЦ 2 Позимь I цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ 2-1)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
6
ВЛ 110 кВ Ижевская — ТЭЦ 2 Позимь II цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ 2-2)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
7
ВЛ 110 кВ Позимь — Калашников 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Калашников 1)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3)
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
рег. № 60353-15
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
8
ВЛ 110 кВ Позимь — Калашников 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Калашников 2)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
ЭКОМ-3000 Рег. №1704914
9
ВЛ 110 кВ Позимь — Никольская (ВЛ 110 кВ Никольская)
ТВ4104-5 ХЛ2 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 83057-21
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
ZMD кл.т 0,2S/0,5 рег. № 53319-13
10
ВЛ 110 кВ Позимь — Пирогово 1 с отпайкой на ПС Вокзальная (ВЛ 110 кВ Пирогово 1)
ТВ-1104-5 ХЛ2 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 83057-21
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
ZMD кл.т 0,2S/0,5 рег. № 53319-13
11
ВЛ 110 кВ Позимь — Пирогово 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Пирогово 2)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
12
ВЛ 110 кВ Позимь — Пурга I цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Пурга 1)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
13
ВЛ 110 кВ Позимь — Пурга II цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Пурга 2)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт = 600/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
14
ВЛ 110 кВ Позимь — Союзная I цепь с отпайкой на ПС Медведево (ВЛ 110 кВ Союзная 1)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт=1000/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
15
ВЛ 110 кВ Позимь — Союзная II цепь с отпайкой на ПС Медведево (ВЛ 110 кВ Союзная 2)
ТВ-ЭК
кл.т 0,2S Ктт=1000/1 рег. № 74600-19
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
16
ОВМ-110
ТВ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 80232-20
НАМИ кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) рег. № 60353-15
ZMD кл.т 0,2S/0,5 рег. № 53319-13
Примечания
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Номер ИК
cosф
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
51(2)%,
55 %,
520 %,
5100 %,
I1(2)% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1 - 8, 11 - 15 (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
9, 10, 16 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2)
1,0
-
1,7
0,9
0,7
0,8
-
2,8
1,4
1,0
0,5
-
5,3
2,7
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 изм< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1 - 8, 11 - 15 (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
9, 10, 16 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2)
0,8
-
4,3
2,2
1,6
0,5
-
2,5
1,4
1,1
Номер ИК
cosф
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
51(2)%,
55 %,
520 %,
5100 %,
I1(2)% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1 - 8, 11 - 15 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)
1,0
1,2
0,8
0,7
0,7
0,8
1,3
1,0
0,9
0,9
0,5
1,9
1,4
1,1
1,1
9, 10, 16 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2)
1,0
-
1,8
1,1
0,9
0,8
-
2,8
1,6
1,2
0,5
-
5,3
2,8
2,0
Номер ИК
COSф
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
§2%,
§5 %,
§20 %,
§100 %,
12% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм<1 20 %
I20 %<1изм<1100%
I100 %<Iизм<I120%
1 - 8, 11 - 15 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)
0,8
2,2
1,9
1,6
1,6
0,5
1,9
1,5
1,4
1,4
9, 10, 16 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2)
0,8
-
4,5
2,6
2,1
0,5
-
2,8
1,8
1,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС $
КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с
Примечания
1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%p для coso 1,0 нормируются от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%p и §2%Q для COS0<1,0 нормируются от 12%.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков
от 99 до 101
от 1(5) до 120
0,87
от 49,85 до 50,15
от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности, не менее
- частота, Гц
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД
- для сервера, УССВ
от 90 до 110
от 1(5) до 120 0,5
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40 от +10 до +30
от +10 до +30 от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч счетчики электроэнергии ZMD:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД ЭКОМ-3000:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч радиосервер точного времени РСТВ-01:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
120000 72
220000 72
100 000 24
55000
Глубина хранения информации
счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее при отключенном питании, лет, не менее
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее
512
45
10
3,5
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
Тип
Госреестр
Кол.
1
2
3
4
Трансформатор тока
ТВ-ЭК
74600-19
39
Трансформатор тока
ТВ-110-1-5 ХЛ2
83057-21
6
Трансформатор тока
ТВ
80232-20
3
Трансформатор напряжения
DFK-245
52352-12
6
Трансформатор напряжения антирезонансный однофазный
НАМИ
60353-15
6
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный
Альфа А1800
31857-20
13
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный
ZMD
53319-13
3
Устройство сбора и передачи данных
ЭКОМ-3000
17049-14
1
Устройство синхронизации системного времени
РСТВ-01
40586-12
1
Формуляр
РЭМ-ПТР-2019.У008-ФО
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Позимь», аттестованной ООО «ЭнерТест», регистрационный номер RA.RU.311723 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => У008
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Комплексы диагностическо-ремонтные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 84008-21
[name] => Комплексы диагностическо-ремонтные
[model] => "ДРК"
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "НПО Квант" (ООО "НПО Квант"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Комплексы диагностическо-ремонтные «ДРК» (далее - комплексы) предназначены для измерений виброускорения, виброскорости, виброперемещения, частоты вращения узлов оборудования, диаметра круга катания и геометрических параметров колес подвижного состава на железных дорогах и метрополитенах, неконтактных измерений пространственного распределения температуры поверхностей объектов, коэффициентов зонального пропускания и оптической плотности в растворах, и оптически прозрачных твердых телах, электрического сопротивления постоянному току, дымности отработавших газов, скорости потока, объемного расхода и объема жидкости, качественного и количественного рентгенофлуоресцентного анализа твердых, порошковых и жидких проб, а также качественного и количественного рентгенофлуоресцентного анализа твердых, порошковых и жидких проб.
[page_header] => Комплексы диагностическо-ремонтные "ДРК"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/84008-21-0001.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/84008-21-0000.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/84008-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/84008-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/84008-21-0004.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/84008-21-0005.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/84008-21-0006.jpg
[7] => https://all-pribors.ru/pics/original/84008-21-0007.jpg
[8] => https://all-pribors.ru/pics/original/84008-21-0008.jpg
[9] => https://all-pribors.ru/pics/original/84008-21-0009.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84008-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84008-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 84008-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84008-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Комплексы диагностическо-ремонтные «ДРК» (далее - комплексы) предназначены для измерений виброускорения, виброскорости, виброперемещения, частоты вращения узлов оборудования, диаметра круга катания и геометрических параметров колес подвижного состава на железных дорогах и метрополитенах, неконтактных измерений пространственного распределения температуры поверхностей объектов, коэффициентов зонального пропускания и оптической плотности в растворах, и оптически прозрачных твердых телах, электрического сопротивления постоянному току, дымности отработавших газов, скорости потока, объемного расхода и объема жидкости, качественного и количественного рентгенофлуоресцентного анализа твердых, порошковых и жидких проб, а также качественного и количественного рентгенофлуоресцентного анализа твердых, порошковых и жидких проб.
Комплексы применяются для проведения технического обслуживания специального подвижного состава и иных сложных систем (далее - СПС), мобильной диагностики СПС, регистрации параметров для оценки текущего состояния и прогнозирования ресурсов работоспособности, унификации и автоматизации процесса учета, анализа и контроля метрологических и других параметров работы СПС перед поступлением в ремонт, приемкой из ремонта, перед прохождением контрольно-технического осмотра.
Описание
Конструктивно комплексы состоят из:
- средств измерений (СИ) утвержденного типа: виброметра СМ-21Х (исполнение СМ-21М) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - рег. №) 70523-18), скобы измерительной диаметров колесных пар ИДК (рег. № 27510-12), профилометра поверхности катания колесной пары ИКП (рег. № 35128-18), тепловизора инфракрасного Testo 872 (рег. № 67099-17), фотометра Эксперт-003 (рег. № 33222-06), микроомметра ЦС4105 (рег. № 79093-20), дымомера СМОГ-2 (рег. № 56918-14), расходомера-счетчика ультразвукового Стримлюкс (Streamlux) SLS-720P (рег. № 78336-20) и аппарата рентгеновского для спектрального анализа СПЕКТРОСКАН МАКС-GF (рег. № 22525-07);
- автоматизрованной информационной системы, включающей в себя электронно -вычислительную машину (ЭВМ) с установленным системным и прикладным программным обеспечением (ПО), и устройство передачи данных;
- вспомогательного оборудования, включающего в себя устройства автоматизации комплексов, модуль навигации и прочее;
- дополнительного оборудования, включающего в себя транспортное средство, системы электропитания и жизнеобеспечения, ремонтное и диагностическое оборудование.
Принцип действия комплексов основан на измерении различных параметров СИ утвержденного типа, входящими в их состав. Назначение и принцип действия СИ из состава комплексов приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень и принцип действия СИ, входящих в состав комплексов
Наименование СИ
Назначение СИ
Принцип действия СИ
Виброметр СМ-21Х (исполнение СМ-21М)
Измерение виброускорения, виброскорости и
виброперемещения и
частоты вращения узлов оборудования с целью их контроля, мониторинга и диагностики
Сигнал с акселерометра поступает на аналоговое устройство через входной разъем. Сигнал с аналогового
устройства поступает на наушники (головные телефоны) и на вход АЦП, который осуществляет преобразование входных сигналов в цифровой код. Результаты преобразования передаются с АЦП на процессор по интерфейсу SPI. Процессор осуществляет программную обработку оцифрованного сигнала и вывод обработанной информации на дисплей
Скоба измерительная диаметров колесных пар
ИДК
Измерение диаметра круга
катания колесных пар
подвижного состава
железных дорог и
метрополитенов
Принцип действия основан на расчете диаметра колесных пар по результатам измерений длины сегмента диаметра круга катания и высоты сегмента, образуемого при установке скобы на колесо
Профилометр поверхности катания колесной пары ИКП
Измерение геометрических параметров колес
подвижного состава на
железных дорогах и
метрополитенах
Принцип действия основан на
сканировании лазерным лучом
поверхности катания колесной пары и последующем автоматическом
вычислении геометрических
параметров гребня по снятому профилю
Тепловизор инфракрасный Testo 872
Для неконтактных
измерений пространственного распределения температуры поверхностей объектов по их собственному тепловому излучению и отображения этого распределения на
экране ЖК-дисплея
Принцип действия основан на
фиксировании инфракрасного
(теплового) электромагнитного
излучения, исходящего от каждого нагретого объекта, его преобразовании посредством электронного блока в цифровой сигнал и отображении на ЖК-дисплее в виде термограммы после математической обработки
Фотометр Эксперт-003
Для измерений
коэффициентов зонального пропускания и оптической плотности в растворах, а также оптически
прозрачных твердых тел, по соответствующим методикам выполнения
измерений
Принцип действия основан на
измерении коэффициента пропускания и оптической плотности путем
определения отношения
интенсивностей полного и прошедшего через анализируемую среду потоков оптического излучения
Микроомметр ЦС4105
Для измерений
электрического сопротивления постоянному току
компонентов электрических цепей, не находящихся под напряжением
Принцип действия основан на
измерении падения напряжения
постоянного тока на участке цепи, возникающего при протекании через него силы постоянного тока
Дымомер
СМОГ-2
Для измерений дымности отработавших газов
дизельных двигателей
автомобилей, дизельных
судовых, тепловозных и промышленных двигателей
Принцип действия основан на оптикоабсорбционном методе измерений,
заключающемся в измерении
ослабления интенсивности света при прохождении его через задымленную среду
Расходомер-счетчик ультразвуковой Стримлюкс (Streamlux) SLS-720P
Для измерений скорости потока, объемного расхода и объема жидкости (в том числе для сточных вод), протекающей по полностью заполненным напорным
трубопроводам
Принцип действия основан на измерении скорости потока, объемного расхода и объема жидкости, используя принцип разности времени прохождения ультразвукового сигнала по направлению и против направления потока теплоносителя
Аппарат рентгеновский для спектрального анализа СПЕКТРОСКАН МАКС-GF
Для качественного и
количественного рентгенофлуоресцентного анализа твердых,
порошковых и жидких проб в соответствии с
методиками измерений,
аттестованными в
установленном порядке
Принцип действия основан на
получении спектра
ренгенофлуоресцентного излучения от анализируемого образца в результате облучения острофокусной
рентгеновской трубкой
Автоматизированная информационная система комплексов осуществляет сбор данных со СИ и вспомогательного оборудования по интерфейсам RS-232, RS-485, Ethernet и интерфейсу ручного ввода «человек-машина». Полученные данные визуализируются на экране, накапливаются и хранятся в памяти ЭВМ, могут быть выгружены в необходимом формате, а также переданы по каналам связи на удаленный сервер и в виде паспорта СПС.
Ограничение доступа с целью предотвращения несанкционированной настройки и вмешательства предусмотрено в виде пломбирования СИ утвержденного типа из состава комплексов в соответствии с требованиями их описаний типа. Нанесение знака утверждения типа и знака поверки на комплексы не предусмотрено. Заводской номер комплексов наносится на идентификационный шильд внутри кунга и в паспорт, заводские номера СИ утвержденного типа из состава комплексов наносятся в соответствии с требованиями их описаний типа.
Место нанесения заводского номера и внешний вид СИ утвержденного типа из состава комплексов представлены на рисунках 1-10.
Рисунок 1 - Место нанесения заводского номера
Рисунок 2 - Виброметр СМ-21Х (исполнение СМ-21М)
Рисунок 3 - Скоба измерительная диаметров колесных пар ИДК
Рисунок 5 - Тепловизор инфракрасный Testo 872
Рисунок 6 - Фотометр Эксперт-003
Рисунок 4 - Профилометр поверхности катания колесной пары ИКП
Рисунок 7 - Микроомметр
ЦС4105
Рисунок 8 - Дымомер
СМОГ-2
Рисунок 9 - Расходомер-счетчик ультразвуковой Стримлюкс (Streamlux) SLS-720P
Рисунок 10 - Аппарат рентгеновский для спектрального анализа СПЕКТРОСКАН МАКС-GF
Программное обеспечение
ПО комплексов включает:
- встроенное ПО СИ утвержденного типа, входящих в состав комплексов;
- ПО автоматизированной информационной системы комплексов «ДиРеКом».
ПО «ДиРеКом» выполняет следующие функции:
- прием и обработка данных от СИ и вспомогательного оборудования, входящего в состав комплексов, в том числе по интерфейсу «человек-машина»;
- накопление, хранение и обеспечение доступа к базе данных измерений с возможностью выполнения поисковых запросов по диапазону времени;
- визуализация данных в табличном и графическом видах;
- оперативное извещение пользователя о превышении заданных уровней контролируемых показателей;
- ведение справочников объектов измерений;
- передача результатов измерений по каналам связи на сервер;
- формирование и печать отчетных форм измерений.
ПО «ДиРеКом» идентифицируется путем вывода на экран окна с номером версии. ПО «ДиРеКом» не влияет на метрологические характеристики СИ утвержденного типа из состава комплексов.
Идентификационные данные (признаки) метрологически значимой части ПО СИ утвержденного типа, входящих в состав комплексов, приведены в их описаниях типа.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Виброметр СМ-21Х (исполнение СМ-21М)
Диапазон измерений СКЗ виброускорения на базовой частоте 160 Гц, м/с2
от 0,1 до 200
Диапазон измерений СКЗ виброскорости на базовой частоте 80 Гц, мм/с
от 0,1 до 100
Диапазон измерений СКЗ виброперемещения на базовой частоте 40 Гц, мкм
от 1 до 1000
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении СКЗ: виброускорения, м/с2;
виброскорости, мм/с;
виброперемещения, мкм
±(0,03+0,07 •Аизм), где Аизм — измеренное значение виброускорения
±(0,03+0,07 ^изм), где Vизм — измеренное значение виброскорости ±(0,3+0,07 ^изм), где Sизм — измеренное значение виброперемещения
Диапазон измерений частоты вращения, об/мин (Гц)
от 120 до 60000 (от 2 до 1000)
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении частоты вращения, %
1
Скоба измерительная диаметров колесных пар ИДК
Диапазон измерений диаметра круга катания колеса, мм
от 600 до 1250
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении диаметра круга катания колеса, мм
±0,25
Профилометр поверхности катания колесной пары ИКП
Диапазон измерений параметров поверхности катания колесной пары, мм:
высоты гребня;
толщины гребня;
крутизны гребня;
толщины бандажа
от 20 до 45
от 20 до 40
от 1 до 15
от 35 до 100
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений параметров поверхности катания колесной пары, мм: высоты гребня;
толщины гребня;
крутизны гребня;
толщины бандажа
±0,1 ±0,1 ±0,2 ±0,5
Тепловизор инфракрасный Testo 872
Диапазон измерений температуры, оС
от -30 до +100; от 0 до +650
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры в диапазоне от минус 30 до плюс 100 оС включительно, оС
±2
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений температуры в диапазоне свыше плюс 100 оС, %
2
Фотометр Эксперт-0
03
Диапазон измерений оптической плотности, Б
от 0 до 1,5
Пределы допускаемого значения систематической погрешности при измерении оптической плотности, Б
±0,02
Предел допускаемого значения случайной
составляющей погрешности при измерении
оптической плотности, Б
0,005
Микроомметр ЦС4105
Диапазоны измерений сопротивления постоянному току, Ом
от 140-4 до 340-3 от 140-3 до 340-1 от 0,1 до 50
Пределы допускаемой относительной основной
погрешности измерений электрического
сопротивления постоянному току, %
2,5
Дымомер СМОГ-2
Диапазон измерений дымности, %
от 0 до 100
Пределы допускаемой приведенной (к диапазону измерений) погрешности измерений дымности, %
1
Диапазон показаний коэффициента поглощения
_____________ _ -1 светового потока, м 1
от 0 до от
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений коэффициента поглощения светового потока в диапазоне измерений от 1,6 до 1,8, м-1, м-1
±0,025
Расходомер-счетчик ультразвуковой Стримлюкс (Streamlux) SLS-720P
Диапазоны измерений скорости потока, м/с
от -12 до -0,01 от +0,01 до +12
Диапазон измерений объемного расхода, м3/с
от S•Vмин до S•Vмакс, где S - площадь поперечного сечения трубопровода, м2; Vмин - минимальная скорость измеряемого потока м/с; Vмакс - максимальная скорость измеряемого потока м/с;
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении скорости потока V, объемного расхода и объема, %:
в диапазоне скорости от минус 12 до минус 0,5 включ. и от плюс 0,5 включ. до плюс 12 м/с;
в диапазоне скорости св. минус 0,5 до минус 0,01 включ. и от плюс 0,01 включ. до 0,5 м/с
±1,0
±0,5/V
Аппарат рентгеновский для спектрального анализа СПЕКТРОСКАН МАКС-GF
Определяемый элемент Аналитическая линия Скорость счета, с-1 Контрастность
Al K 1000 20
Определяемый элемент Аналитическая линия Скорость счета, с-1 Контрастность
P KA 50 2
Определяемый элемент Аналитическая линия Скорость счета, с-1 Контрастность
S KA 200
3
Определяемый элемент Аналитическая линия Скорость счета, с-1 Контрастность
Cl K 50 2
Определяемый элемент Аналитическая линия Скорость счета, с-1 Контрастность
Mg K 300 10
Определяемый элемент Аналитическая линия Скорость счета, с-1 Контрастность
Si K 20 1,3
Предел допускаемой основной аппаратурной
погрешности при измерении скорости счета, %
0,5
Предел допускаемой дополнительной аппаратурной погрешности при изменении температуры
окружающего воздуха на каждые 10 оС, в рабочем диапазоне температур, %
0,5
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
от 176 до 264 от 49 до 51
Потребляемая мощность, Вт (не более)
900
Габаритные размеры СИ утвержденного типа, входящих в состав комплексов, мм (высотахширинахглубина), не более: - виброметр СМ-21 Х (исполнение СМ-21М);
- скоба измерительная диаметров колесных пар ИДК;
- профилометр поверхности катания колесной пары ИКП в составе:
- лазерный модуль;
- устройство индикации;
- тепловизор инфракрасный Testo 872;
- фотометр Эксперт-003 в составе:
- измерительный преобразователь;
- фотометрическая ячейка;
- микроомметр ЦС4105;
- дымомер СМОГ-2 в составе:
- измерительная камера;
- блок обработки информации;
- блок питания и индикации;
- пробозаборник;
138х86х26 270x140x97
265x160x70 113x96x23 95x96x219
240x340x150 200x150x150 230x140x59
85x300x190 45x150x65 40x95x210
40x350x205
- расходомер-счетчик ультразвуковой Стримлюкс
(Streamlux) SLS-720P;
- аппарат рентгеновский для спектрального анализа СПЕК-ТРОСКАН МАКС-GF
200x90x35
405x400x380
Масса СИ утвержденного типа, входящих в состав комплексов, кг (не более):
- виброметр СМ-21Х (исполнение СМ-21М);
0,35
- скоба измерительная диаметров колесных пар ИДК;
1,00
- профилометр поверхности катания колесной пары ИКП;
2,70
- тепловизор инфракрасный Testo 872;
- фотометр Эксперт-003 в составе:
0,51
- измерительный преобразователь;
1,00
- фотометрическая ячейка;
1,00
- микроомметр ЦС4105;
- дымомер СМОГ-2 в составе:
1,00
- измерительная камера с блоком обработки информации;
1,10
- блок питания и индикации;
1,00
- пробозаборник;
1,00
- расходомер-счетчик ультразвуковой Стримлюкс
(Streamlux) SLS-720P;
- аппарат рентгеновский для спектрального анализа СПЕК-
0,50
ТРОСКАН МАКС-GF
25,00
Время подготовки (прогрева), мин (не более)
60
Условия эксплуатации:
- температура воздуха окружающей среды, °С
от + 15 до + 30
- относительная влажность воздуха окружающей среды (без конденсации влаги), %
от 15 до 75
- атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы комплексов, лет
6
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность комплексов
№ п/п
Наименование
Обозначение
Количество
Средства измерений
1
Виброметр СМ-21Х (исполнение СМ-21М)
-
1 шт.
2
Скоба измерительная диаметров колесных пар ИДК
-
1 шт.
3
Профилометр поверхности катания колесной пары ИКП
-
1 шт.
4
Тепловизор инфракрасный Testo 872
-
1 шт.
5
Фотометр Эксперт-003
-
1 шт.
6
Микроомметр ЦС4105
-
1 шт.
7
Аппарат рентгеновский для спектрального анализа СПЕКТРОСКАН МАКС-GF
-
1 шт.
8
Дымомер СМОГ-2
-
1 шт.
9
Расходомер-счетчик ультразвуковой
Стримлюкс (Streamlux) SLS-720P
-
1 шт.
Дополнительное и вспомогательное оборудование
1
Транспортное средство (специальный
автомобиль) (передвижная лаборатория на базе автомобиля с разрешенной максимальной массой не менее 3,5 тонн (тип фургон))
-
1 шт.
2
Бортовая система мониторинга транспорта (БСМТ)
-
1 шт.
3
Рефрактометр
-
1 шт.
4
Система визуального контроля внутреннего состояния узлов и агрегатов СПС, а также состояния скрытой части электропроводки в коробах и кабель-каналах СПС
(Видеоэндоскоп)
-
1 шт.
5
Экспресс-анализатор консистенции
-
1 шт.
6
Цифровой мультиметр
-
1 шт.
7
Считыватель бортовых меток для СПС
-
1 шт.
8
Автономная электрическая станция на жидком топливе (генератор), выходное напряжение -220 В, номинальная мощность - не менее 5 кВт
-
1 шт.
9
Комплект водительского инструмента
-
1 шт.
10
Удлинитель сетевой на катушке, 50 м.
-
1 шт.
11
Автономный кондиционер рабочей зоны
-
1 шт.
12
Автономный отопитель рабочей зоны
-
1 шт.
13
Штырь заземления
-
1 шт.
14
Электрический фонарь
-
1 шт.
15
Огнетушитель углекислотный объемом не менее 2 л
-
1 шт.
16
Аптечка автомобильная
-
1 шт.
17
Знак аварийной остановки
-
1 комплект
18
Блок электрических розеток
-
1 комплект
19
Пульт управления электропитанием
-
1 шт.
20
Портативный станок для обточки колесных пар без выкатки
-
1 комплект
Автоматизированная информационная система
1
ЭВМ с ПО «ДиРеКом» (Персональный компьютер оператора)
НТФР.402998.081-2
1 шт.
2
ЭВМ мобильного типа (планшет) с ПО «ДиРеКом» (Электронный учетный прибор мобильного типа)
НТФР.402998.081-3
по заказу
Техническая документация
1
Паспорт
НТФР.402998.081ПС
1 экз.
2
Руководство по эксплуатации
НТФР.402998.081РЭ
1 экз.
3
Инструкция эксплуатационная специальная
НТФР.402998.081ИС
1 экз.
4
Руководство оператора
НТФР.402998.081РО
1 экз.
5
Эксплуатационные документы на составные части
-
1 комплект
Примечание - допускается по выбору заказчика осуществлять комплектацию комплексов в неполном объеме в зависимости от измеряемых параметров и потребностей заказчика
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 2 «Использование по назначению» документа НТФР.402998.081РЭ «Комплекс диагностическо-ремонтный «ДРК». Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 декабря 2019 года № 3456 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока».
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29 декабря 2018 года № 2840 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений длины в диапазоне от 1-10’9 до 100 м и длин волн в диапазоне от 0,2 до 50 мкм».
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07 февраля 2018 года № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расхода жидкости».
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 ноября 2018 года № 2517 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений спектральных, интегральных, редуцированных коэффициентов направленного пропускания, диффузного и зеркального отражений и оптической плотности в диапазоне длин волн от 0,2 до 20,0 мкм».
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 мая 2015 года № 598 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений содержания органических компонентов в жидких и твердых веществах и материалах».
ГОСТ 8.558-2009 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры.
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 сентября 2018 года № 2085 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений оптической плотности».
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 ноября 2019 года № 2657 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений параметров шероховатости Rmax, Rz в диапазоне от 0,001 до 12000 мкм и Ra в диапазоне от 0,001 до 3000 мкм».
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2018 года № 2772 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений виброперемещения, виброскорости, виброускорения и углового ускорения».
НТФР.402998.081ТУ. Комплекс диагностическо-ремонтный «ДРК». Технические условия.
[category] =>
[brand] => ООО "НПО Квант", г. Санкт-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Расходомеры-счетчики ультразвуковые
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83999-21
[name] => Расходомеры-счетчики ультразвуковые
[model] => УРСВ Взлет ПРЦ
[brand_full] => Акционерное общество "Взлет" (АО "Взлет"), г. Санкт-Петербург; Общество с ограниченной ответственностью "Завод Взлет" (ООО "Завод Взлет"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Расходомеры-счетчики ультразвуковые УРСВ Взлет ПРЦ (далее - расходомеры-счетчики) предназначены для измерений объемного расхода жидкости и объема жидкости в потоке, преобразования входных сигналов в значения единиц температуры и давления.
[page_header] => Расходомеры-счетчики ультразвуковые УРСВ Взлет ПРЦ
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83999-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83999-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83999-21-0003.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83999-21-0004.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83999-21-0005.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/83999-21-0006.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83999-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83999-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83999-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83999-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Расходомеры-счетчики ультразвуковые УРСВ Взлет ПРЦ (далее - расходомеры-счетчики) предназначены для измерений объемного расхода жидкости и объема жидкости в потоке, преобразования входных сигналов в значения единиц температуры и давления.
Описание
Принцип действия расходомеров-счетчиков основан на измерении разности времени прохождения ультразвуковых сигналов (далее - УЗС) по направлению и против направления потока жидкости в трубопроводе. Накладные электроакустические преобразователи, поочередно выполняют функцию излучателя и приемника УЗС. При движении жидкости время распространения УЗС по потоку меньше, чем время распространения против потока, а разность этих времен пропорциональна скорости потока и, следовательно, объемному расходу жидкости и объему жидкости в потоке.
Расходомеры-счетчики состоят из комплекта преобразователей электроакустических накладного типа с приспособлением для установки на наружной стенке трубопровода (магнитная линейка, цепь, лента), а также вторичного измерительного преобразователя. В качестве преобразователей электроакустических (далее - ПЭА) накладного типа в расходомерах-счетчиках применяются преобразователи следующих типов: Н-206 (-Ex; -АТ), Н-207 (-Ex; -АТ), Н-212 (-Ex; -АТ), Н-222 (-Ex; -АТ), Н-225(-Ех; -АТ), Н-228 (-Ex; -АТ), которые отличаются способом монтажа. Расходомеры-счетчики опционально оснащаются каналами измерений для подключения преобразователей давления и температуры измеряемой среды. В качестве преобразователей давления и температуры в расходомерах-счетчиках применяются датчики давления утвержденного типа, обеспечивающие преобразование давления в выходной токовый (цифровой) сигнал и термометры сопротивления платиновые утвержденного типа с номинальным сопротивлением 100, 500, 1000 Ом классов допуска А, В по ГОСТ 6651-2009, в том числе с цифровым выходом.
Вторичный измерительный преобразователь расходомеров-счетчиков формирует зондирующие импульсы, управляет измерительным процессом, выполняет расчеты, обеспечивает взаимодействие с периферийными устройствами, хранит в энергонезависимой памяти необходимые для работы параметры, результаты измерений и выводит их на устройства индикации.
Расходомеры-счетчики обеспечивают связь через интерфейсы в стандартах RS-485, USB, NB IoT, GSM и Bluetooth, посредством дискретных команд, а также вывод информации в виде частотно-импульсных или релейных (логических) выходных сигналов.
Расходомеры-счетчики в соответствии с областью применения выпускаются в следующих модификациях
- УРСВ Взлет ПРЦ характеризуются раздельным конструктивом и предназначены для измерений объемного расхода и объема жидкости в потоке при постоянном и (или) реверсивном направлении потока в трубопроводах, преобразования входных сигналов в значения единиц температуры и давления;
- УРСВ-Ех Взлет ПРЦ характеризуются раздельным конструктивом и предназначены для измерений во взрывоопасных зонах объемного расхода и объема жидкости в потоке при постоянном и (или) реверсивном направлении потока в трубопроводах, преобразования входных сигналов в значения единиц температуры и давления;
- УРСВ Взлет ПРЦ Смарт характеризуются моноблочным конструктивом с интегрированными ПЭА и предназначены для измерений объемного расхода и объема жидкости в потоке при постоянном и (или) реверсивном направлении потока в трубопроводах, преобразования входных сигналов в значения единиц температуры и давления, а также передачи результатов измерений на внешнее устройство (смартфон, планшет, ноутбук, персональный компьютер).
Общий вид расходомеров-счетчиков представлен на рисунке 1.
Модификация УРСВ Взлет ПРЦ и УРСВ-Ех Модификация УРСВ Взлет ПРЦ Смарт
Взлет ПРЦ
Рисунок 1 - Общий вид расходомеров-счетчиков УРСВ Взлет ПРЦ.
Пломбировка от несанкционированного доступа расходомеров-счетчиков модификаций УРСВ Взлет ПРЦ и УРСВ-Ех Взлет ПРЦ осуществляется нанесением знака поверки давлением на пломбировочную мастику, расположенную в чашке винта крепления и в специальном углублении для гайки крепления пластмассового защитного экрана блока клавиатуры вторичного измерительного преобразователя, закрывающего доступ к сервисному интерфейсу. Пломбирование расходомеров-счетчиков модификации УРСВ Взлет ПРЦ Смарт не предусмотрено, защита от несанкционированного доступа осуществляется с применением криптографических методов. Использование криптографических методов защиты заключается в применении принципов асимметричного шифрования. Аутентификация пользователя, выполняющего санкционированные изменения, осуществляется по уникальному аппаратному токену и/или за счет двухфакторной аутентификации криптосистемы с открытым ключом АО «Взлет».
Схема пломбировки расходомеров-счетчиков модификаций УРСВ Взлет ПРЦ и УРСВ-Ех Взлет ПРЦ от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунке 2.
Рисунок 2 - Схема пломбировки расходомеров-счетчиков модификаций УРСВ Взлет ПРЦ и УРСВ-Ех Взлет ПРЦ от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки
Заводской номер расходомеров-счетчиков ультразвуковых УРСВ Взлет ПРЦ наносится на лицевую или боковую панель методами шелкографии, металлографики или лазерной гравировки.
Место нанесения знака утверждения типа и заводского номера представлены на рисунке 3.
Рисунок 3 - Обозначение места нанесения знака утверждения типа и заводского номера
Программное обеспечение
Программное обеспечение расходомеров-счетчиков является встроенным.
Программное обеспечение расходомеров-счетчиков выполняет обработку сигналов, поступающих от преобразователей электроакустических накладного типа, преобразователей температуры и давления (при их наличии), управляет измерительным процессом, выполняет расчеты, обеспечивает взаимодействие с периферийными устройствами, хранение в энергонезависимой памяти результатов измерений и их вывод на устройство индикации.
Метрологические характеристики средства измерений нормированы с учетом влияния программного обеспечения.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ВЗЛЕТ ПРЦ
Номер версии (идентификационный номер) ПО*
не ниже 23.06.01.00
Цифровой идентификатор ПО
*
—
* - Номер версии (идентификационный номер) ПО и цифровой идентификатор ПО
указывается в паспорте расходомеров-счетчиков
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики_____
Наименование характеристики
Значение
1
2
Диапазон измерений объемного расхода жидкости 1), м3/ч
от 0,1 до 1 400 000
Пределы допускаемой относительной погрешности расходомеров-счетчиков при измерении объемного расхода жидкости и объема жидкости в потоке (при любом направлении потока), %:
- при скоростях потока от 0,1 до 1 м/с (включительно) - при скоростях потока от 1 до 202) м/с
±3,0
±1,5
Диапазон измерений температуры при преобразовании сигналов сопротивления от термопреобразователя сопротивления в значение температуры1), °С
от -40 до +155
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
преобразования сигналов сопротивления от
термопреобразователей сопротивления в значение
температуры3), °С
±(0,15+0,001-|t|4)),
Диапазон преобразования сигналов тока от преобразователя давления1), мА
от 0 до 20
Пределы допускаемой приведенной5) погрешности
преобразования токовых сигналов от преобразователей давления в значение давления3), %
±0,5
1) диапазоны измерений объемного расхода жидкости, температуры, преобразования сигналов тока указываются в паспорте расходомера-счетчика и не превышают диапазонов, указанных в данной таблице;
2) конкретное значение указывается в паспорте на расходомер-счетчик;
3) при преобразовании цифровых сигналов от термопреобразователей сопротивления и преобразователей давления погрешности преобразований не вносятся;
4) t - измеряемая температура, °С;
5) - к диапазону измерений.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
1
2
Измеряемая среда
Акустически проводящие жидкости (вода, нефтепродукты и т.д.)
Диапазон индикации давления жидкости, МПа
от 0 до 20
Номинальный диаметр трубопровода
от DN 20 до DN 5000
Диапазон скорости потока измеряемой среды, м/с
от 0 до 20
Интерфейсы связи:
- цифровой выход, протокол
RS-485 по протоколу Modbus, USB, NB IoT, GSM и Bluetooth
1
2
Габаритные размеры модификаций УРСВ Взлет ПРЦ и УРСВ-Ех Взлет ПРЦ, мм, не более
- высота
- ширина
- длина
125
250
285
Габаритные размеры модификации УРСВ Взлет ПРЦ Смарт, мм, не более
- высота
- ширина
- длина
50
150
400
Масса, кг, не более
3
Параметры электрического питания, В:
- напряжение переменного тока через адаптер питания
- напряжение постоянного тока от источника вторичного питания
- напряжение постоянного тока при питании от автономного источника
220±22
от 5 до 30
от 3,6 до 12
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С
- модификации УРСВ Взлет ПРЦ и УРСВ-Ех Взлет ПРЦ
- модификация УРСВ Взлет ПРЦ Смарт
- атмосферное давление, кПа
- относительная влажность воздуха, %
от -10 до +50 от -20 до +50 от 84 до 106,7 до 95
Средний срок службы, лет
Среднее время наработки на отказ, ч
12
100 000
Маркировка взрывозащиты1):
- блок искрозащиты
- накладной электроакустический преобразователь
[Ex ia] IIB 0Ex ia IIB T6...T3 X
Степень защиты оболочки по ГОСТ 14254-2015
IP54; IP65; IP67; IP68; IP65/IP67;
IP65/IP68
1) только для расходомеров-счетчиков, изготовленных АО «Взлет».
Знак утверждения типа
наносится на лицевую панель расходомеров-счетчиков методами шелкографии и (или) термопечати и (или) лазерной гравировки и (или) металлографики, а также на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Кол-во
Расходомер-счетчик ультразвуковой
УРСВ Взлет ПРЦ
1 шт.
Паспорт
ШКСД.407359.001 ПС
1 экз.
Руководство по эксплуатации
ШКСД.407359.001 РЭ
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Использование по назначению» документа «Расходомеры-счетчики ультразвуковые УРСВ ВЗЛЕТ ПРЦ. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости.
ШКСД.407359.001 ТУ Расходомеры-счетчики ультразвуковые УРСВ ВЗЛЕТ ПРЦ. Технические условия
В60.00-00.00 ТУ Расходомер-счетчик ультразвуковой УРСВ взрывозащищенное исполнение. Технические условия
[category] => Расходомеры
[brand] => ЗАО "Взлет", г.С.-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 51
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 51
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Старицкой ВЭС
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83980-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Старицкой ВЭС
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Прософт-Системы" (ООО "Прософт-Системы"), г. Екатеринбург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Старицкой ВЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Старицкой ВЭС
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83980-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83980-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83980-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83980-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Старицкой ВЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизиро-ваннуюинформационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий серверы баз данных (БД) АИИС КУЭ со специализированным программным обеспечением (СПО), систему обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе устройств синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) и каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как средние мгновенных значений на интервале усреднения 30 мин. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов 30 мин.
Цифровой сигнал со счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер БД АИИС КУЭ.
Сервер АИИС КУЭ осуществляет опрос УСПД, расположенного на объекте. На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и передача полученной информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» Астраханское РДУ, ООО «Одиннадцатый Ветропарк ФРВ», ПАО «МРСК Юга» и прочим заинтересованным организациям. По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется оформление справочных и отчетных документов. Полученные данные и результаты измерений используются для оперативного управления энергопотреблением на Старицкой ВЭС.
АИИС КУЭ осуществляет обмен полученной информацией с АИИС КУЭ утвержденных типов организаций-участников оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), получаемой в виде XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ. Формирование и передача макетов в ПАК КО АО «АТС» и прочим участникам ОРЭМ осуществляется ежедневно оператором через сеть Интернет от АРМ по протоколу TCP/IP с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и в АИИС КУЭ утвержденных типов смежных субъектов с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с помощью УССВ на основе приемника сигналов глобальных спутниковых систем позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Сервер БД при каждом опросе сличает и синхронизирует свои часы с УССВ при расхождении более 1 с. УСПД сличает и синхронизирует свои часы от сервера. При каждом сеансе связи происходит сравнение часов УСПД и счетчиков. Коррекция часов счетчиков происходит при расхождении с часами УСПД более 2с. Факты коррекции внутренних часов с фиксацией даты и времени до и после коррекции и величины коррекции часов счетчика, УСПД и сервера отражаются в их журналах событий.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит специализированное ПО сервера сбора и БД АИИС КУЭ ПК «Энергосфера». ПО и конструкция счетчиков, УСПД и сервера сбора и БД после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от несанкционированного доступа и изменения его параметров. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и базы данных. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами СПО. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1:
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПК «Энергосфера»
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО
obeb6f6ca69318bed976e0
8a2bb7814b
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода
MD5
Наименование метрологически значимого программного модуля ПО
pso_metr.dll
Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных от преднамеренных изменений являются:
- средства обнаружения и фиксации событий, изменений, ошибок (журнал событий);
- средства управления доступом и правами пользователей (пароли);
- средства проверки целостности ПО (так, несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);
- средства защиты на физическом уровне (пломбирование и аппаратные ключи).
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» (по Р 50.2.077-2014).
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4:
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД/ УССВ/ сервер
1
2
3
4
5
6
1
Старицкая ВЭС, РП-35 кВ, яч.2
4MC7
КТ 0,2S Ктт 1200/5 Рег. № 69602-17
4MU4
КТ 0,5
Ктн 35000/^3/100/^3
Рег. № 44087-10
Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1 Рег. № 31857-20
«ЭКОМ-3000» Т-С100-М5-В16-G-ТЕ рег. № 17049-19 /
ЭНКС-2-1.1.1-А2В1Е2 рег. № 37328-15 /
HP Proliant DL380 Gen10
2
Старицкая ВЭС, ВЭУ-1, АВ-1 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-1
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн72 0/\3/100/\3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
3
Старицкая ВЭС, ВЭУ-2, АВ-2 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-2
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
4
Старицкая ВЭС, ВЭУ-3, АВ-3 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-3
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
5
Старицкая ВЭС, ВЭУ-4, АВ-4 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-4
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
6
Старицкая ВЭС, ВЭУ-5, АВ-5 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-5
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
7
Старицкая ВЭС, ВЭУ-6, АВ-6 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-6
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
8
Старицкая ВЭС, ВЭУ-7, АВ-7 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-7
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
9
Старицкая ВЭС, ВЭУ-8, АВ-8 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-8
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
10
Старицкая ВЭС, ВЭУ-9, АВ-9 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-9
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
11
Старицкая ВЭС, ВЭУ-10, АВ-10 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-10
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
«ЭКОМ-3000» Т-С100-М5-В16-(.1-ТЕ рег. № 17049-19 / ЭНКС-2-1.1.1-А2В1Е2 рег. № 37328-15 / HP Proliant DL380 Gen10
12
Старицкая ВЭС, ВЭУ-11, АВ-11 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-11
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
13
Старицкая ВЭС, ВЭУ-12, АВ-12 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-12
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
П р и м е ч а н и я:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице, при условии, что предприятие-Владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД на аналогичный утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Допускается изменение наименований ИК.
5 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-Владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИК
Вид электрической энергии
Границы основной погрешности ± ВОсп, %
Границы погрешности в рабочих условиях ± ВСУММ, %
1
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; счетчик 0,5S/1)
активная реактивная
0,9
2,3
2,2
3,8
2 - 13
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; счетчик 0,2S/0,5)
активная реактивная
0,8
1,8
1,6
2,5
Пределы допускаемой погрешности СО
ЕВ, с
±5,0
П р и м е ч а н и я:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений 30-минутных приращений электроэнергии и средней мощности.
2 В качестве показателей точности указаны границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана при cos^=0,8инд (sin ф=0,6), I=0,02(0,05)-1ном и колебаниях температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в процессе выполнения измерений от плюс 10 до плюс 35 °C.
Лист № 6
Всего листов 10
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество измерительных каналов
13
Нормальные условия:
- параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
- ток, % От Ihom
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos^
- температура окружающей среды, ОС
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,8 до 50,2
0,9
от плюс 21 до плюс 25
0,05
Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
- ток, % От Ihom
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды в месте расположения:
- ТТ и ТН, ОС
- счетчиков, ОС
- УСПД, ОС
- сервера, ОС
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5инд до 0,8емк
от 49,6 до 50,4
от минус 25 до плюс 50
от минус 40 до плюс
65
от минус 30 до плюс 50
от плюс 10 до плюс 30
0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- для электросчетчиков Альфа А1800
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- для УСПД «ЭКОМ-3000»
- среднее время восстановления работоспособности, ч сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
120000
2
350000 0,5
70000
1
Глубина хранения информации
счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
114
30
45
10
3,5
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания (ИБП), а счетчиков с помощью дополнительного питания; резервирование каналов связи от ИИК к ИВКЭ (резервный канал связи - резервные жилы кабеля интерфейса RS-485); резервирование каналов связи от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи - коммутируемое соединение Ethernet); резервирование УСПД, резервирование УССВ; резервирование информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и средств контроля зависания и с помощью резервирования сервера, информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии также по электронной почте и сотовой связи;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность съема информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на счетчике);
- наличие ЗИП, эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчиков,
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения, испытательных коробок счетчиков, УСПД, УССВ и сервера БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Кол-во, шт.
Измерительные трансформаторы тока
4MC7
3
LGU55x170
36
Измерительные трансформаторы напряжения
4MU4
3
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
36
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4
12
Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4
1
Устройство сбора и передачи данных (УСПД)
«ЭКОМ-3000» T-C100-M5-B16-G-TE
2
УССВ
ЭНКС-2-1.1.1-А2В1Е2
2
Программное обеспечение
ПК «Энергосфера»
2
Сервер БД
HP Proliant DL380 Gen10
2
Паспорт-формуляр АИИС КУЭ
КЭР.411711.872.ПФ
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Старицкой ВЭС», аттестованном ООО «Спецэнерго-проект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Лист № 9
Всего листов 10
[category] =>
[brand] => ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 872
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АО "Морской порт Санкт-Петербург", районы 1 и 2
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83962-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АО "Морской порт Санкт-Петербург", районы 1 и 2
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный Центр "Энергоучет" (ООО "ИЦ "Энергоучет"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АО «Морской порт Санкт-Петербург», районы 1 и 2 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для автоматических измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АО "Морской порт Санкт-Петербург", районы 1 и 2
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83962-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83962-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83962-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83962-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АО «Морской порт Санкт-Петербург», районы 1 и 2 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для автоматических измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;
- обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам розничного рынков электрической энергии (далее внешним организациям);
- предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ 31819.22-2012 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительного комплекса (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - сервер БД) центра сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) АО «Морской порт Санкт-Петербург», районы 1 и 2, автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) в отделе главного энергетика АО «Морской порт Санкт-Петербург», районы 1 и 2, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура), программное обеспечение (далее - ПО).
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. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) рассчитывает полную мощность S = U • I.
Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) по периоду основной частоты сигналов.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2 - P2)0,5.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков в автоматическом режиме считывается в энергонезависимую память УСПД по интерфейсу RS-485, со счетчиков установленных в ЦРП-2, а также по сети GSM/3G, со счетчиков установленных в удаленных энергоустановках. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, хранение полученной информации и передачу накопленных данных на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа организациям-участникам розничного рынка электрической энергии к накопленной информации по коммутируемой телефонной линии, по сети GSM и линиям связи через интернет-провайдера.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники розничного рынка электрической энергии осуществляется от сервера БД по коммутируемой телефонной линии, по сети GSM и линиям связи через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с национальной шкалой координированного времени UTC(SU) с помощью приема сигналов ГЛОНАСС. Коррекция времени часов счетчиков АИИС КУЭ производится от системных часов сервера энергосбытовой компании в соответствии с сигналами, полученными из системы спутниковой навигации ГЛОНАСС, в ходе опроса счетчиков. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение времени часов сервера и времени часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит 2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД.
Журналы событий счетчика электрической энергии и контроллера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерения не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
12.01.0.0
Цифровой идентификатор ПО
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и метрологические характеристики
Номер и наименование ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УСПД/ Сервер
Вид электрической энергии
Метрологические характеристики ИК
Границы допускаемой основной относительной погрешности
(± S), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (± 6), %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
3.1
ЦРП-2
РУ-6кВ 1СШ яч. 8 ввод 1.1
ТШ-ЭК-0,66 0,5S 200/5 ГОСТ 7746-2001 Рег. № 59785-15
I-TOR-6-U-1
0,5 6000/^3/100/^3
ГОСТ 1983-2001 Рег. № 68618-17
СЭТ-4ТМ.02М.03 1ном(1макс) = 5(10) А ином = 3x57,7/100 В класс точности по активной энергии - 0,5S ГОСТ 31819.22-2012 по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ 31819.23-2012 Рег. № 36697-17
RTU-327L-E2-B06-M02, Рег. № 41907-09 IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»
Активная
Реактивная
1,9
2,9
2,2
4,1
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
3.2
ЦРП-2
РУ-6кВ 1СШ яч. 8 ввод 1.2
ТШ-ЭК-0,66 0,5S 200/5 ГОСТ 7746-2001 Рег. № 59785-15
I-TOR-6-U-1
0,5 6000/^3/100/^3
ГОСТ 1983-2001 Рег. № 68618-17
СЭТ-4ТМ.02М.03 1ном(1макс) = 5(10) А ином = 3x57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ 31819.22-2012 по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ 31819.23-2012 Рег. № 36697-17
RTU-327L-E2-B06-M02, Рег. № 41907-09 IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»
Активная
Реактивная
1,9
2,9
2,2
4,1
4.1
ЦРП-2
РУ-6кВ 2СШ яч. 19 ввод 2.1
ТШ-ЭК-0,66 0,5S 200/5 ГОСТ 7746-2001 Рег. № 59785-15
I-TOR-6-U-1 0,5 6000/^3/100/^3
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 68618-17
СЭТ-4ТМ.02М.03 1ном(1макс) = 5(10) А ином = 3x57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ 31819.22-2012 по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ 31819.23-2012 Рег. № 36697-17
Активная
Реактивная
1,9
2,9
2,2
4,1
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
4.2
ЦРП-2
РУ-6кВ 2СШ яч. 19 ввод 2.2
ТШ-ЭК-0,66 0,5S 200/5 ГОСТ 7746-2001 Рег. № 59785-15
I-TOR-6-U-1 0,5 6000/^3/100/^3
ГОСТ 1983-2001
Рег. № 68618-17
СЭТ-4ТМ.02М.03 1ном(1макс) = 5(10) А ином = 3x57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ 31819.22-2012 по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ 31819.23-2012 Рег. № 36697-17
RTU-327L-E2-B06-M02, Рег. № 41907-09 IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»
Активная
Реактивная
1,9
2,9
2,2
4,1
22
ЩС Груз.Кран. Станция очистки
ТОП-0,66 0,5S 50/5 ГОСТ 7746-2001 Рег. № 47959-11
-
Меркурий 234 ART2 03 P 1ном(1макс) = 5(10) А ином = 3x230/400 В класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52322-2005 по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 48266-11
Активная
Реактивная
1,9
2,9
2,2
4,1
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
34
ЩС10 ИП Деревская
Т-0,66 У3 0,5S 75/5
ГОСТ 7746-2001
Рег. № 52667-13
-
Меркурий 234 ARTM 03 PBG Iiiom(Im;ii<c) = 5(10) А Uhom = 3x230/400 В класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52322-2005 по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 48266-11
RTU-327L-E2-B06-M02, Рег. № 41907-09 IBM совместимый компьютер с ПО «АльфаЦЕНТР»
Активная
Реактивная
1,7
2,7
2,3
4,3
П р и м е ч а н и я
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электрической энергии на интервале времени 30 минут.
3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от Ihom cos9 = 0,8 инд.
4 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 указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы относительно национальной шкалы координированного времени UTC(SU) ± 5 с.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
6
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином
От 99 до 101
- ток, % от 1ном
От 2 до 120
- частота, Гц
От 49,75 до 50,25
- коэффициент мощности
0,9
температура окружающей среды, °С
От плюс 18 до плюс 22
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином
От 90 до 110
- ток, % от 1ном
От 2 до 120
- частота, Гц
От 49,5 до 50,5
- коэффициент мощности cosф (sin-ф)
От 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
От 0 до плюс 30
температура окружающей среды счетчиков, УСПД, °С
От 0 до плюс 30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчик СЭТ-4ТМ.02М.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
2
счетчик Меркурий 234 ART 2:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
2
УСПД RTU-327L-E2-B06-M02:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
2
сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
2
Глубина хранения информации: счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
90
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому каналу и электрической энергии, потребленной за месяц, по каждому каналу, сутки, не менее
45
- при отключении питания, лет, не менее
3
сервер:
- о результатах измерений и состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:
а ) счетчиками электрической энергии:
попыток несанкционированного доступа;
связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
коррекции текущих значений времени и даты;
отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
перерывов питания;
самодиагностики (с записью результатов);
б ) УСПД:
попыток несанкционированного доступа;
связи с УСПД, приведших к каким-либо изменениям данных;
коррекции текущих значений времени и даты;
перерывов питания;
самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения;
промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
испытательных клеммных коробок;
УСПД;
сервер БД;
б) защита информации на программном уровне:
установка паролей на счетчиках электрической энергии;
установка паролей на устройствах сбора и передачи данных;
установка пароля на сервер;
возможность использования цифровой подписи при передаче данных.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество
1
2
3
Трансформаторы напряжения
I-TOR-6-U-1
6 шт.
Трансформаторы тока
ТШ-ЭК-0,66
12 шт.
Трансформаторы тока
ТОП-0,66
3 шт.
Трансформаторы тока
Т-0,66 У3
3 шт.
Счетчики электрической энергии
СЭТ-4ТМ.02М.03
4 шт.
Счетчики электрической энергии
Меркурий 234 ART2 03 P
1 шт.
Счетчики электрической энергии
Меркурий 234 ART2 03 PBG
1 шт.
Автоматизированное рабочее место
ПЭВМ (IBM совместимый)
5 шт.
Продолжение таблицы 4
1
2
3
Сервер БД с ПО «АльфаЦЕНТР»
АС SB
1 шт.
Устройство сбора и передачи данных (УСПД)
RTU-327L-E2-BO6-MO2
1 шт.
Паспорт
011-2019-АСУЭ-ПС
1 экз.
В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений
Сведения о методах измерений
приведены в документе 011-2019-АСУЭ-МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АО «Морской порт Санкт-Петербург», районы 1 и 2. Свидетельство об аттестации № 17-RA.RU.311468-2021 от 05.07.2021, выданное Обществом с ограниченной ответственностью «Оператор коммерческого учета», аттестат аккредитации № RA.RU.311468 от 21.06.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "ИЦ "Энергоучет", г. Санкт-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 001
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Спектрофотометры
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83961-21
[name] => Спектрофотометры
[model] => PV 1251
[brand_full] => ЗАО "Спектроскопия, оптика и лазеры - авангардные разработки", Республика Беларусь
[preview_text] => Описание: спектрофотометры PV 1251 изготавливают следующих исполнений -PV 1251 A, PV 1251 В, PV 1251 С.
[page_header] => Спектрофотометры PV 1251
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83961-21-0005.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83961-21-0006.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83961-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83961-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83961-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83961-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Описание: спектрофотометры PV 1251 изготавливают следующих исполнений -PV 1251 A, PV 1251 B,PV 1251 С.
Спектрофотометр PV 1251 А аналогичен спектрофотометру PV 1251 В, но в отличии от спектрофотометра PV 1251 В имеет меньший предел допускаемой абсолютной погрешности при измерении оптической плотности.
Спектрофотометр PV 1251 В имеет нетермостатируемое кюветное отделение, позволяющее устанавливать пластиковые или стеклянные кюветы с длиной оптического пути от 10 до 50 мм (с наружными размерами до 12,5 х 52,5 х 45 мм).
Спектрофотометр PV1251 С имеет термостатируемое кюветное отделение, позволяющее устанавливать стандартные пластиковые или стеклянные кюветы с длиной оптического пути 10 мм (с наружными размерами 12,5 х 12,5 х 45 мм).
В основу работы спектрофотометров положен принцип измерения на определенной длине волны отношения светового потока I, прошедшего через исследуемый образец, к световому потоку 10 в отсутствии исследуемого образца.
Величина Т = (I / I0)x 100% называется коэффициентом пропускания образца (выражается в процентах (%).
Величина А = lg (1 /Т) называется оптической плотностью образца (выражается в белах (Б).
Конструктивно спектрофотометр выполнен в виде моноблока. На его передней панели расположен двухстрочный жидкокристаллический индикатор со светодиодной подсветкой, клавиатура, с помощью которой осуществляется управление режимами работы спектрофотометра, ввод численных значений и команд, кюветное отделение. На задней панели прибора расположены: вилка для подключения сетевого шнура, держатели с плавкими вставками номиналом 2 А, разъем «RS 232», сетевой выключатель.
’^Ч09К1
Обязательные метрологические требования:
Наименование параметра
Значение параметра
Рабочий спектральный диапазон измерений, нм
От 325 до 999
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки длины волны, нм
±2
Предел допускаемой вариации установки длины волны, нм
2
Диапазон показаний коэффициента пропускания, %
От 0,1 до 100
Диапазон показаний оптической плотности, Б
От минус 0,301 до 3,000
Диапазон измерений оптической плотности, Б
От 0,000 до 2,000
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении оптической плотности, Б
- в диапазоне от 0,000 до 0,300 Б
- в диапазоне от 0,301 до 1,000 Б
- в диапазоне от 1,001 до 2,000 Б
±0,010 (для исполнения PV 1251 А) ±0,015 (для исполнений PV 1251 B,PV 1251 С) ± 0,020 ± 0,060
Предел допускаемого СКО случайной составляющей погрешности при измерении оптической плотности, Б - в диапазоне от 0,000 до 0,300 Б - в диапазоне от 0,301 до 1,000 Б - в диапазоне от 1,001 до 2,000 Б
0,004
0,010
0,030
Относительный уровень мешающего излучения, %, не более
0,06
Дрейф нуля за 1 час непрерывной работы, Б, не более
± 0,002
Технические характеристики
относящиеся к обязательным метрологическим требованиям:
Наименование параметра
Значение параметра
Диапазон температур термостатируемого кюветного отделения, °C
от 36,5 до 37,5
Время установки длины волны, с, не более
10
Время одного измерения, с, не более
5
Время установления рабочего режима, мин, не более
30
Время непрерывной работы, ч, не менее
8
Напряжение питания, В
230 ± 23
Потребляемая мощность, Вт, не более
120
Габаритные размеры, мм, не более
325x295x115
Масса, кг5 не более
8,5
Степень защиты оболочки по ГОСТ 14254
IP 20
Комплектность
Обозначение
Наименование
Количество для исполнения
PV 1251 А
PV 1251 В
PV 1251 С
НТЦ 2.850.001
Спектрофотометр PV 1251А
1 шт.
—
—
-01
Спектрофотометр PV1251B
—
1 шт.
—
-02
Спектрофотометр PV1251C (с термостатируемым
кюветным отделением)
—
—
1 шт.
ГОСТ 28244
Шнур сетевой
ПВС-АП-3 х 0,75-2004-2,0
1 шт.
1 шт.
1 шт.
АГ 0.481.303 ТУ
Вставка плавкая ВП 1-1 1А
2 шт.
2 шт.
2 шт.
—
Кювета одноразовая
полистирольная квадратная с наружными размерами 12,5 х 12,5 х 45 мм (с длиной оптического пути 10 мм)*
1000 шт.
1000 шт.
1000 шт.
НТЦ 4.170.001
Упаковка
1 комплект
1
комплект
1
комплект
НТЦ 2.850.001 ПС
Паспорт
1 экз.
1 экз.
1 экз.
МП.МН 06-2004
Методика поверки
спектрофотометров PV 1251
1 экз.
1 экз.
1 экз.
-
Специализированное программное обеспечение.
1 экз.
1 экз.
1 экз.
—
Свидетельство о поверке
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Примечания:
* 1. По согласованию с заказчиком возможно:
- изменение количества поставляемых кювет
- изменение типа поставляемых кювет (акриловые, полиэтиленовые, полипропиленовые, поликарбонатные, стеклянные, кварцевые, осушаемые, проточные и др.)
2. При дополнительном заказе возможна поставка в комплекте со спектрофотометром следующих изделий:
- компьютер класса IBM PC, имеющий последовательный интерфейс «RS 232»;
- аппаратно русифицированный принтер (принтер с установленной кодовой страницей PC 866) с системой команд EPSON или HP Deskjet Plus (PCL-III);
- специализированное программное обеспечение (флеш-накопитель или Руководство пользователя);
- кабель для подключения к компьютеру («RS-232»);
- комплект светофильтров для поверки спектрофотометров серии PV 1251
Место нанесения знака утверждения типа средств измерений на титульный лист эксплуатационной документации.
Поверка осуществляется по МП.МН 06-2004 «Спектрофотометры PV 1251. Методика поверки» с учетом извещения об изменении № 1. Место нанесения знака поверки в виде клейма-наклейки приведено в Приложении Б.
Технические нормативные правовые акты и технические документы, устанавливающие:
требования к типу средств измерений: ТУ РБ 14515311.002-94 «Спектрофотометры PV 1251», ГОСТ 20790-93
методику поверки: МП.МН 06-2004 «Спектрофотометры PV 1251. Методика поверки» с учетом извещения об изменении № 1.
Перечень средств поверки: комплект светофильтров КСС, диапазон измерений от 0 до 2 Б, основная абсолютная погрешность ДА = 0,43 Дт/т; Дт = ± 0,25 %; ДХ = ±0,2 нм. Допускается применять другие средства поверки, обеспечивающие определение метрологических характеристик спектрофотометров с требуемой точностью.
Идентификация программного обеспечения
Версия встроенного программного обеспечения - не ниже 11, разработчик ЗАО «Спектроскопия, оптика и лазеры - авангардные разработки», контрольная сумма FFA97891.
Заключение о соответствии утвержденного типа средств измерений требованиям технических нормативных правовых актов и/или технической документации производителя: спектрофотометры PV 1251 соответствует требованиям ГОСТ 20790-93, ТУ РБ 14515311.002-94, технического регламента Таможенного союза «О безопасности низковольтного оборудования» (ТР ТС 004/2011), технического регламента Таможенного союза «Электромагнитная совместимость технических средств» (ТР ТС 020/2011).
[category] => Спектрофотометры
[brand] => ЗАО "Спектроскопия, оптика и лазеры - авангардные разработки" (ЗАО "СОЛАР"), Беларусь, г.Минск
[country] => БЕЛАРУСЬ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 6
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 6
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Автотопливозаправщик
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83964-21
[name] => Автотопливозаправщик
[model] => 2790D-0000010-05
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Спектр-АВТО" (ООО "Спектр-АВТО"), г. Нижний Новгород
[preview_text] => Автотопливозаправщик 2790D-0000010-05 (далее - АТЗ) предназначен для измерения объема, а также для транспортирования и временного хранения нефтепродуктов.
[page_header] => Автотопливозаправщик 2790D-0000010-05
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83964-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83964-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83964-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83964-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83964-21-0004.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83964-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83964-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83964-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83964-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Автотопливозаправщик 2790D-0000010-05 (далее - АТЗ) предназначен для
измерения объема, а также для транспортирования и временного хранения нефтепродуктов.
Описание
Принцип действия АТЗ основан на заполнении её нефтепродуктом до уровня налива, соответствующего объему нефтепродукта. Слив нефтепродукта производится самотеком или через насос.
АТЗ состоит из стальной сварной цистерны, имеющей в поперечном сечении эллиптическую форму, установленной на автошасси. АТЗ является транспортной мерой полной вместимости. Цистерна состоит из герметичной секции, оборудованной заливной горловиной прямоугольной формы с установленным указателем уровня налива. Для гашения гидравлических ударов во время движения АТЗ оснащен волнорезами с отверстиями-лазами.
Технологическое оборудование предназначено для операций налива-слива нефтепродуктов и включает в себя: заливную горловину с указателем уровня налива, крышку горловины с заливным люком и дыхательным клапаном, клапан донный, кран шаровой, рукава напорно-всасывающие.
АТЗ окрашен в оранжевый цвет, на боковых и задней сторонах имеется надпись «ОГНЕОПАСНО» и знак с информационной табличкой для обозначения транспортного средства, перевозящего опасный груз.
Общий вид автотопливозаправщика 2790D-0000010-05 зав.№ X5J2790DFK0000131 представлен на рисунках 1-4.
Рисунок 2 - Общий вид автотопливозаправщика 2790D-0000010-05
Рисунок 3 - Общий вид автотопливозаправщика 2790D-0000010-05
Схема пломбировки для защиты от несанкционированного изменения положения уровня налива, обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунке 5.
Место нанесения знака поверки
Указатель уровня налива
Рисунок 5 - Схема пломбировки от несанкционированного изменения положения уровня налива, обозначение места нанесения знака поверки
Знак поверки наносится на пломбу, крепящую указатель уровня налива в виде оттиска поверительного клейма.
Заводской номер наносится на корпус АТЗ ударным способом, обеспечивающий идентификацию СИ, возможность прочтения и сохранность в процессе эксплуатации АТЗ.
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Заводской номер
X5J2790DFK0000131
Номинальная вместимость, дм3
5400
Количество секций, шт.
1
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %
±0,4
Разность между номинальной и действительной вместимостью, %, не более
±1,5
Снаряженная масса, кг, не более
8700
Габаритные размеры, мм, не более
- длина
6350
- ширина
2350
- высота
2800
Температура окружающей среды при эксплуатации, °С
от - 45 до + 40
Знак утверждения типа
Наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
аблица 2 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Автотопливозаправщик
2790D-0000010-05
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 8 паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. №256 об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расхода жидкости
[category] =>
[brand] => ООО "Спектр-АВТО", г.Нижний Новгород
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => X5J2790DFK0000131
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 19
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 10
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 19
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Сканеры лазерные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83963-21
[name] => Сканеры лазерные
[model] => MAPTEK I-Site
[brand_full] => "Maptek Pty Ltd", Австралия
[preview_text] => Сканеры лазерные MAPTEK I-Site (далее - сканеры) предназначены для измерений расстояний по полученному в процессе сканирования массиву точек окружающих объектов.
[page_header] => Сканеры лазерные MAPTEK I-Site
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83963-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83963-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83963-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83963-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83963-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83963-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83963-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Сканеры лазерные MAPTEK I-Site (далее - сканеры) предназначены для измерений расстояний по полученному в процессе сканирования массиву точек окружающих объектов.
Описание
Сканеры - приборы, принцип действия которых заключается в определении пространственного положения точек окружающих объектов и дальнейшем построении трёхмерной модели сканируемых окружающих объектов в виде облака точек.
Измерение расстояний производится лазерным дальномером, использующим импульсный метод с технологией оцифровки сигнала. Принцип действия лазерного дальномера основан на измерении времени прохождения импульса лазерного излучения до объекта и обратно. Излучатель дальномера вырабатывает зондирующий световой импульс и через оптико-зеркальную поворотно-отклоняющую систему посылает его в направлении объекта, до которого измеряется расстояние. Попадая на объект, импульс лазерного излучения отражается в сторону дальномера, и с помощью той же оптики фокусируется на фоточувствительной площадке приемного фотодиода.
Конструктивно сканеры представляют собой алюминиевый корпус, вмещающий импульсный лазерный дальномер, оптико-зеркальную поворотно-отклоняющую систему, электрические приводы, датчики углов поворота, цифровые камеры и электронный управляющий блок. На боковой панели сканеры имеют отсек для съемных аккумуляторных батарей и кнопку питания.
Нижняя часть корпуса предназначена для установки на штатив. Также на ней имеется разъем типа Lemo 5-pin для подключения источника внешнего питания, а также разъем для подключения сервисного кабеля.
Управление сканерами осуществляется дистанционно через планшет-контроллер.
Сканеры выпускаются в четырех модификациях: LR3, SR3, XR3, XR3 M20, которые отличаются внешним видом, метрологическими и техническими характеристиками. Модификация прибора указывается на корпусе прибора спереди.
Заводской номер указывается на боковой панели сканера под защитной крышкой.
Нанесение знака поверки на сканер не предусмотрено.
Общий вид сканеров представлен на рисунках 1-3.
Рисунок 2 - Общий вид сканеров лазерных MAPTEK I-Site модификации SR3
Рисунок 1 - Общий вид сканеров лазерных MAPTEK I-Site модификации LR3
Рисунок 3 - Общий вид сканеров лазерных MAPTEK I-Site модификаций XR3, XR3 M20
Пломбирование крепежных винтов корпуса сканеров не производится, ограничение доступа к узлам обеспечено конструкцией самих крепёжных винтов, которые могут быть сняты только при наличии специальных ключей. Все внутренние винты залиты специальным лаком.
Программное обеспечение
Для работы со сканерами используется метрологически значимое программное обеспечение «Controller G3», устанавливаемое на планшет-контроллер, предназначенное для управления сканером, хранения и передачи измеренных данных, а также программное обеспечение «Point Studio», устанавливаемое на персональный компьютер, предназначенное для обработки измеренных данных в соответствии с алгоритмами, выбираемыми пользователем.
Защита программного обеспечения и измеренных данных от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные ПО (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Controller G3
Point Studio
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже
5.1
9.1.0.15742
Цифровой идентификатор ПО
-
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Модификации
LR3
SR3
XR3
XR3 M20
Диапазон измерений расстояний, м
от 2,5 до 375,01) от 2,5 до 540,02)
от 1,0 до 187,51) от 1,0 до 540,02)
от 2,5 до 540,0
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений расстояний (при доверительной вероятности 0,95), мм:
- от нижнего предела измерений до 100 м включ.
- св. 100 м до верхнего предела измерений
±8
±2-(0,6+3,4-10-5<D)
±8
±2-(1,6+3,4-10-5<D)
±10
±2-(1,6+3,4-10-5<D)
Допускаемое среднее квадратическое отклонение измерений расстояний, мм:
- от нижнего предела измерений до 100 м включ.
- св. 100 м до верхнего предела измерений
3
2+10’5<D
3
2+10’5<D
4
3+10’5<D
D - измеряемое расстояние в мм
1) - измерения на поверхность соответствующей серой поверхности пластины Кодак с коэффициентом отражения не менее 10 % по ГОСТ 8.557-2007 и частотой сканирования 50 кГц
2) - измерения на поверхность соответствующей белой поверхности пластины Кодак с коэффициентом отражения не менее 80 % по ГОСТ 8.557-2007 и частотой сканирования 50 кГц
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Модификации
LR3
SR3
XR3
XR3 M20
Диапазон рабочих температур, °С
от 0 до +50
от -20 до +50
Угловое поле сканирования, °:
- в горизонтальной плоскости
- в вертикальной плоскости
от 0 до 360 от -40 до +60
от 0 до 360 от -40 до +90
от 0 до 360 от -40 до +60
Лазерное излучение:
- мощность, мВт
- длина волны, нм
- класс по ГОСТ IEC 60825-1-2013
200
1545 1
100
1545 1
400
1545 1
Масса без аккумуляторной батареи, кг, не более
10,1
9,6
10,1
Габаритные размеры (ДхШхВ), мм, не более
390x192x318
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации и наклейкой на корпус сканеров.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество, ед.
Сканер лазерный MAPTEK I-Site
-
1 шт.
Планшет-контроллер
-
1 шт.
Аккумуляторная батарея
-
2 шт.
Устройство зарядное для аккумуляторной батареи
-
1 шт.
Блок питания от бортовой сети автомобиля
-
1 шт.
Кабель Ethernet
-
1 шт.
Трегер оптический
-
1 шт.
Адаптер для трегера
-
1 шт.
Ключ шестигранный
-
1 шт.
Накопитель USB (с лицензионным файлом)
-
1 шт.
Накопитель USB
-
2 шт.
Чемодан защищенный
-
1 шт.
Рюкзак для планшета
-
1 шт.
Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Работа со сканером»:
- «Сканеры лазерные MAPTEK I-Site модификаций XR3, XR3 M20. Руководство по эксплуатации»;
- «Сканеры лазерные MAPTEK I-Site модификации SR3. Руководство по эксплуатации»;
- «Сканеры лазерные MAPTEK I-Site модификации LR3. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
Техническая документация «Maptek Pty Ltd», Австралия.
[category] => Сканеры лазерные
[brand] => Фирма "Maptek Pty Ltd.", Австралия
[country] => АВСТРАЛИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 5
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 3
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 5
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Установки измерительные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83978-21
[name] => Установки измерительные
[model] => "НИКА-ОПТИМАСС"
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "НИКА-ПЕТРОТЭК" (ООО "НИКА-ПЕТРОТЭК"), г. Екатеринбург
[preview_text] => Установки измерительные «НИКА-ОПТИМАСС» (далее по тексту - установки) предназначены для прямых и косвенных измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин) с последующим архивированием и передачей результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
[page_header] => Установки измерительные "НИКА-ОПТИМАСС"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83978-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83978-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83978-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83978-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83978-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83978-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Установки измерительные «НИКА-ОПТИМАСС» (далее по тексту - установки) предназначены для прямых и косвенных измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин) с последующим архивированием и передачей результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Описание
Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющие с помощью сепаратора и последующем измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объёма и объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Массу скважинной жидкости измеряют прямым методом динамических измерений при сливе или косвенным методом измерений с применением объемных расходомеров жидкости и данных по плотности скважинной жидкости определенных по результатам измерений влагосодержания при помощи поточного влагомера и данных лабораторных измерений плотности обезвоженной дегазированной нефти и пластовой воды. Содержание воды в скважинной жидкости определяют с помощью влагомера или на основании лабораторных измерений или по результатам измерений плотности скважинной жидкости по каналу измерений плотности массового расходомера жидкости с использованием результатов лабораторных измерений плотности обезвоженной дегазированной нефти и пластовой воды. Массу скважинной жидкости без учета воды и попутного нефтяного газа после сепарации определяют как разность массы скважинной жидкости, массы воды и растворенного газа.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы скважинной жидкости производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации попутного нефтяного газа производится с применением кориолисовых, вихревых или ультразвуковых счетчиков-расходомеров, позволяющих по измеренным значениям давления газа, температуры, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объём и объёмный расход газа, приведенный к стандартным условиям.
В состав установок входят следующие основные части:
- блок технологический (далее по тексту - БТ);
- блок аппаратурный (далее по тексту - БА);
- блоки функциональные;
- комплект средств жизнеобеспечения.
В состав БТ входят измерительный и распределительный модули.
Основным элементом измерительного модуля является двухкамерный или однокамерный горизонтальный или вертикальный сепаратор.
Емкость сепарационная предназначена для отделения газа от жидкости, поступающей со скважины, и периодического пропускания жидкости через счетчики жидкости и газа.
Измерительный модуль комплектуется расходомерами жидкости (массовыми), расходомерами газа - массовыми или объемными, влагомерами, преобразователями температуры и давления.
Используемые в составе установок для измерения расхода жидкости и газа средства измерений перечислены в таблицах 1 и 2 соответственно, используемые преобразователи влагосодержания приведены в таблице 3, измерительно-вычислительные контроллеры - в таблице 4.
Таблица 1 - Средства измерений расхода жидкости
Наименование
Регистрационный номер
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion
45115-16
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion
71393-18
Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS
76785-19
Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC
75394-19
Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260»
42953-15
Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак
47266-16
Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс
70629-18
Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400
53804-13
Расходомеры массовые Promass
15201-11
Расходомеры массовые Promass 100, Promass 200
57484-14
Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500)
68358-17
Счетчики-расходомеры массовые СКАТ
60937-15
Счетчики-расходомеры массовые МИР
68584-17
Счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С
75514-19
Расходомеры массовые кориолисовые ГКС FC410, ГКС FC430
62320-15
Таблица 2 - Средства измерений расхода газа
Наименование
Регистрационный номер
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion
45115-16
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion
71393-18
Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS
76785-19
Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC
75394-19
Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260»
42953-15
Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак
47266-16
Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс
70629-18
Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400
53804-13
Расходомеры массовые Promass
15201-11
Расходомеры массовые Promass 100, Promass 200
57484-14
Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500)
68358-17
Счетчики-расходомеры массовые СКАТ
60937-15
Счетчики-расходомеры массовые МИР
68584-17
Счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С
75514-19
Расходомеры массовые кориолисовые ГКС FC410, ГКС FC430
62320-15
Счетчики газа КТМ600 РУС
62301-15
Расходомеры Turbo Flow GFG
57146-14
Наименование
Регистрационный номер
Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC 600
43981-11
Счетчики газа ультразвуковые СГУ
57287-14
Счетчики газа вихревые СВГ
13489-13
Расходомеры-счётчики вихревые 8800
14663-12
Расходомеры-счётчики вихревые OPTISWIRL 4070
52514-13
Расходомеры вихревые Prowirl
15202-14
Расходомеры ультразвуковые «Вымпел-100»
60934-15
Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-Вихрь 200 (ЭВ-200)»
42775-14
Датчики расхода газа ДРГ.М
26256-06
Датчики расхода газа «DYMETIC-1223M»
77155-19
Датчики расхода-счётчики «ДАЙМЕТИК-1261»
67335-17
Расходомеры-счётчики ультразвуковые OPTISONIC 7300
67993-17
Расходомеры-счётчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ)
73894-19
Комплексы учёта газа ЭМИС-ЭСКО 2230
60577-15
Расходомеры-счетчики тепловые t-mass
35688-13
Таблица 3 - Средства измерений содержания доли воды
Наименование
Регистрационный номер
Влагомеры сырой нефти ВСН-2
24604-12
Влагомеры поточные ВСН-АТ
62863-15
Влагомеры поточные моделей L и F
56767-14
Измерители обводненности Red Еуе® модели Red Еуе® 2G и Red Еуе® Multiphase
47355-11
Влагомеры сырой нефти ВСН-ПИК-Т
59365-14
Влагомеры микроволновые поточные МПВ700
65112-16
Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф
63101-16
Влагомеры «САТЕЛ-РВВЛ»
69346-17
Для измерений давления применяются измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 10 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 % и манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 10 МПа, с классом точности не ниже 1,5.
Для измерений разности давлений и гидростатического давления столба жидкости применяются измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости, с верхним пределом измерений, соответственно 0,4 МПа и 0,016 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %.
Для измерений температуры применяются измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от минус 5 до плюс 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С.
Вспомогательные средства измерений могут быть любого типа, в том числе:
- измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 25,0 (250) МПа (кгс/см2) с классом точности не ниже 0,5;
- измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от 0 до 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С;
- измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости с верхним пределом измерений, соответственно, 400 кПа и 16 кПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;
- счетчики жидкостные турбинные, с диапазоном измерений от 0 до 170 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 1,5 %;
- манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 25,0 (250) МПа (кгс/см2), с классом точности не ниже 1,5.
Для индикации наличия свободного нефтяного газа в скважинной жидкости используются влагомеры многофазные поточные «КВАЛИТЕТ» ВМП.0704 (регистрационный № 79608-20).
В состав модуля БТ входят: входные трубопроводы, блок трехходовых кранов или переключатель скважин многоходовой (далее по тексту - ПСМ) с измерительным трубопроводом, байпасный трубопровод, выходной коллектор, патрубки для подключения передвижной измерительной установки, фильтры.
В состав БА входит блок измерений и обработки информации (далее по тексту -БИОИ) и шкаф силовой взрывозащищенного или общепромышленного исполнения.
В составе БИОИ могут быть применены следующие измерительные контроллеры.
Таблица 4 - Измерительно-вычислительные контроллеры
Наименование
Регистрационный номер
Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357, (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575
69436-17
Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305
56993-14
Контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 2000, Productivity 3000, Protos X, Terminator
65466-16
Контроллеры программируемые SIMATIC S7-300
15772-11
Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500
60314-15
Системы управления модульные B&R Х20
57232-14
Контроллеры программируемые логические AC500/S500, AC500eCo/S500еСо
51396-12
Контроллеры измерительные К15
75449-19
Контроллеры программируемые логические MKLogic200
67996-17
Контроллеры программируемые логические MKLogic-500
65683-16
Комплекс программного обеспечения (далее по тексту - ПО) предназначен для обеспечения выполнения установками измерительных функций, а также обеспечения безопасного режима эксплуатации технологического оборудования, удаленного контроля и управления установкой.
Установки имеют отдельные исполнения, различающиеся по максимальному массовому расходу скважинной жидкости и объемному расходу свободного попутного нефтяного газа. Пример записи обозначения приведен ниже:
«НИКА-ОПТИМАСС» - ХХХХ-ХХ-ХХХ ТУ 28.99.39-051-29191682-2018
1 2 3 4 5
1 - наименование;
2 - типоразмер (максимальный массовый расход скважинной жидкости, т/сут) установки;
3 - количество подключаемых скважин;
4 - климатическое исполнение;
5 - обозначение ТУ.
Рисунок 1- Установка измерительная «НИКА-ОПТИМАСС». Общий вид.
Заводской (серийный) номер установок наносится методом лазерной маркировки на таблички, которые крепятся снаружи технологического блока и аппаратурного блока, приводится в эксплуатационной документации. Пломбирование установок не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее по тексту - ПО) установок обеспечивает реализацию их функций. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется путем идентификации и защиты от несанкционированного доступа.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Погрешности установок нормированы с учетом влияния ПО.
Идентификационные данные ПО установок приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
ScadaPCK32
ScadaPACK 3хх/3ххЕ
ScadaPACK 5хх/5ххх
Direct Logic
SIMATIC S7-300
SIMATIC S7-400
SIMATIC S7-1200
SIMATIC S7-1500
B&R X20
K15
MKLogic200
MKLogic-500
Идентификационное наименование программного обеспечения
NIKA.MSP32
NIKA.MSP3
NIKA.MSP5
NIKA.MDL
NIKA.MS3
NIKA.MS4
NIKA.MS12
NIKA.MS15
NIKA.MBR
NIKA.MK15
NIKA.MKL2
NIKA.MKL5
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения
SP32 .xxxx
SP3 .xxxx
SP5 .xxxx
DL.xххх
S3.xxxx
S4.xxxx
S12.xxxx
S15.xxxx
BR .хххх
K15. xxxx
MKL2. xxxx
MKL2. xxxx
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
Примечание: ххх - номер подверсии
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблицах 6 и 7
Таблица 6 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/сут
от 0,3 до 4000
Диапазон изменений объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут)
от 1 до 68750 (от 24 до 1650000)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, %
± 2,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды при содержании воды в скважинной жидкости (в объемных долях), % от 0 до 70 % свыше 70 до 95 % свыше 95 %
± 6,0
± 15,0 не нормируется
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема газа, %
± 5,0
Таблица 7 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Измеряемая среда
Скважинная жидкость
Диапазон давления, МПа, (кгс/см2)
от 0,3 (3,0) до 16,0 (160)
Диапазон температуры перекачиваемой рабочей среды, °С
от - 51 до + 100
Диапазон кинематической вязкости рабочей среды, мм2/с
от 1 до 25002
Диапазон плотности рабочей среды, кг/м3
от 650 до 1320
Диапазон плотности нефти, кг/м3
от 650 до 980
Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3
1000-1320
Объемная доля воды в скважинной жидкости, %
от 0 до 100
Содержание механических примесей не более, мг/л
5000
Содержание парафина не более, % объемных
15,0
Содержание сероводорода, объемное, % не более
25,0
Количество входов для подключения скважин
от 1 до 30
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
- потребляемая мощность, кВА, не более
380±38/220±22 50±0,4 20
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69
У, М, УХЛ
Средняя наработка на отказ (за исключением компонентов КИП и А, срок службы которых определен в технической документации на данные изделия), ч, не менее
80000
Срок службы, лет
20
1 - при условии отсутствия кристаллизованной влаги в рабочих условиях скважинной жидкости.
2 - при условии состояния жидкости в текучем состоянии, достаточном для обеспечения сепарации газа. В ином случае изготовитель предусматривает техническое решение для обеспечения сепарации, например, предварительный подогрев, увеличение объема сепаратора и т.д. Пропускная способность установки, при вязкости жидкости свыше 500 мм2/с, определяется индивидуально
Знак утверждения типа
наносится в центр титульных листов паспорта и руководства по эксплуатации установок типографическим способом, на таблички БТ и БА - методом лазерной маркировки или аппликацией.
Комплектность
Комплект поставки установок измерительных «НИКА-ОПТИМАСС» приведен в таблице 8.
Таблица 8 - Комплект поставки установок измерительных «НИКА-ОПТИМАСС»
Наименование
Обозначение
Кол-во
Установка измерительная «НИКА-ОПТИМАСС»
«НИКА-ОПТИМАСС» -ХХХХ-ХХ-ХХХ ТУ 28.99.39051-29191682-2018
1 шт.
Руководство по эксплуатации
НПЗУ-00.00.00.000 РЭ
1 экз.
Паспорт
НПЗУ-00.00.00.000 ПС
1 экз.
Комплект ЗИП
—
1 комп.
Комплект монтажных частей
—
1 комп.
Методика поверки поставляется по требованию потребителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных «НИКА-ОПТИМАСС».
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ПНСТ 360-2019 «Предварительный национальный стандарт РФ. ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
ТУ 28.99.39-051-29191682-2018 Установки измерительные «НИКА-ОПТИМАСС». Технические условия
[category] =>
[brand] => ООО "НИКА-ПЕТРОТЭК", г. Екатеринбург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Датчики виброскорости
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83979-21
[name] => Датчики виброскорости
[model] => 2A(V)
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ГТЛаб" (ООО "ГТЛаб"), Нижегородская обл., г. Саров
[preview_text] => Датчики виброскорости 2A(V) (далее по тексту - датчики) предназначены для измерений виброскорости при вибрационных и ударных воздействиях.
[page_header] => Датчики виброскорости 2A(V)
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83979-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83979-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83979-21-0004.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83979-21-0006.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83979-21-0008.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/83979-21-0010.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/83979-21-0012.jpg
[7] => https://all-pribors.ru/pics/original/83979-21-0014.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83979-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83979-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83979-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83979-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Датчики виброскорости 2A(V) (далее по тексту - датчики) предназначены для измерений виброскорости при вибрационных и ударных воздействиях.
Описание
Принцип действия датчиков основан на преобразовании механических воздействий в электрические сигналы, пропорциональные виброскорости.
Конструктивно датчики представляют собой пьезокерамический чувствительный элемент, инерционную массу, электронную схему, сигнальные выводы и разъём, заключённые в металлический корпус. Чувствительный элемент изолирован от корпуса для защиты от электромагнитных помех.
Датчики имеют модификации, различающиеся видом выходного сигнала (постоянный ток 4...20 мА или напряжение переменного тока), амплитудным и частотным диапазонами измерений, коэффициентом преобразования, способом закрепления на объекте, типом кабельной заделки и выходным соединителем. Конструктивные особенности датчиков приведены в таблице 1.
Структура обозначений датчиков (символы «Х» могут отсутствовать):
ХХХ ХХ- ХХ (Х)
опция с расширенным температурным диапазоном 125 °С (Т) максимальное значение измеряемой виброскорости, мм/с
буквенное обозначение, определяющее тип кабельной заделки и соединителя
(ТА, ТН, ТМ, НА, НН, НМ)_________________________________________
порядковый номер модификации
индекс модификации, определяющий вид выходного сигнала: А - ток, V - напряжение
индекс измеряемой физической величины: 2 - виброскорость
Таблица 1 - Конструктивные особенности датчиков
Модификация
Конструктивные особенности
Выходной сигнал
Способ крепления
Расположение сигнальных выводов
Тип кабельной заделки
1
2
3
4
5
2А201ТН-ХХ
ток
шпилька M6
вертикальное
вилка 2-х штырьковая с резьбой 5/8-24 UNF
2А202ТН-ХХ
2А201ТА-ХХ
встроенный кабель
2А202ТА-ХХ
2А201ТМ-ХХ
встроенный кабель в металлорукаве
2А202ТМ-ХХ
Продолжение таблицы 1
1
2
3
4
5
2А205НМ-ХХ
ток
винт M8
горизонтальное
встроенный кабель в металлорукаве
2А206НМ-ХХ
2А205НН-ХХ
вилка 2-х штырьковая с резьбой 5/8-24 UNF
2А206НН-ХХ
2А205НА-ХХ
встроенный кабель
2A206HA-XX
2A203HA-XX
3 винта M4/ шпилька M5
2A204HA-XX
2A203HH-XX
вилка 2-х штырьковая с резьбой 5/8-24 UNF
2A204HH-XX
2A203HM-XX
встроенный кабель в металлорукаве
2A204HM-XX
2V201HM
напряжение
2V202HM
2V201HT
вилка 3-х штырьковая с резьбой 5/8-24 UNF
2V202HT
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер, состоящий из арабских цифр, наносится методом лазерной гравировки на корпус.
Внешний вид датчиков приведён на рисунке 1.
а) 2A201TH-XX, 2A202TH-XX
б) 2A201TA-XX, 2A202TA-XX
в) 2A201TM-XX, 2A202TM-XX
г) 2A203HA-XX, 2A204HA-XX д) 2A203HH-XX, 2A204HH-XX, е) 2A203HM-XX, 2A204HM-XX,
2V201HT, 2V202HT
2V201HM, 2V202HM
ж) 2A205HH-XX, 2A206HH-XX з) 2A205HA-XX, 2A206HA-XX и) 2A205HM-XX, 2A206HM-XX
Рисунок 1 - Внешний вид датчиков Пломбирование датчиков не предусмотрено.
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальное значение коэффициента преобразования на базовой частоте 80 Гц:
- для 2АХХХХХ-10, мА/(мм-с’1)
- для 2АХХХХХ-20, мА/(мм-с-1)
- для 2АХХХХХ-40, мА/(мм-с-1)
- для 2АХХХХХ-80, мА/(мм-с-1)
- для 2АХХХХ-160, мА/(мм^с-1)
- для 2АХХХХХ-200, мА/(мм-с-1)
- для 2V20^^ мВ/(мм-с-1)
- для 2V202ХХ, мВ/(мм-с-1)
1,6 0,8 0,4 0,2 0,1 0,08 2,5 5,0
Отклонение действительного значения коэффициента преобразования от номинального значения, %, в пределах
±10
Максимальное значение измеряемой виброскорости Vmax, мм/с: - СКЗ:
- для 2АХХХХХ-10
- для 2АХХХХХ-20
- для 2АХХХХХ-40
- для 2АХХХХХ-80
- для 2АХХХХХ-160
- для 2АХХХХХ-200
- амплитудное значение:
- для 2V201ХХ
- для 2V202ХХ
10
20
40
80 160 200
1500 800
Диапазон рабочих частот, Гц*:
- для 2А201ХХ-ХХ, 2А203ХХ-ХХ, 2А205ХХ-ХХ
- для 2А202ХХ-ХХ, 2А204ХХ-ХХ, 2А206ХХ-ХХ
- для 2V201ХХ
- для 2V202ХХ
от 10 до 1000 от 2 до 1000 от 2 до 3000 от 5 до 1000
Неравномерность частотной характеристики относительно значения на базовой частоте 80 Гц, %, в пределах:
- для 2A
- для 2V
от +3 до -12,5 ±12,5
Относительный коэффициент поперечного преобразования, %, не более
5
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений виброскорости Vизм, мм/с, на базовой частоте 80 Гц, %
- для 2A
- для 2V (в диапазоне амплитуд от 0,5 мм/с до максимальной)
( V ^
±1 0,03 + 0,001 • — 1-100
1 , , V )
X, изм J
±5
Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений виброскорости, вызванной изменением температуры окружающего воздуха, %/°С:
- для 2A
- для 2V
±0,2
±0,1
Наименование характеристики
Значение
Нормальные условия измерений:
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность воздуха, %, не более
от 18 до 25
80
* Максимальный диапазон частот. Настраиваемый диапазон частот, не выходящий за границы максимального, определяется при заказе и указывается в паспорте датчика
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Напряжение питания, В:
- для 2A
от 10 до 24
- для 2V
от 20 до 30
Габаритные размеры, мм, не более:
- для 2А201ХХ-ХХ, 2А202ХХ-ХХ (диаметрхвысота)
24,0x59,0
- для 2А203ХХ-ХХ, 2А204ХХ-ХХ, 2V (диаметрхвысота)
37,5x46,0
- для 2А205ХХ-ХХ, 2А206ХХ-ХХ (длинахвысотахширина)
48,0x34,0x24,0
Масса (без кабеля), г, не более:
- для 2А201ХХ-ХХ, 2А202ХХ-ХХ
110
- для 2А203ХХ-ХХ, 2А204ХХ-ХХ
145
- для 2А205ХХ-ХХ, 2А206ХХ-ХХ
260
- для 2V
120
Рабочий диапазон температур, °С:
- для 2АХХХ-ХХ
от -40 до +80
- для 2АХХХ-ХХ(Т)
от -40 до +120
- для 2V
от -50 до +150
Знак утверждения типа
Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта ГТБВ.433642ПС и руководства по эксплуатации ГТБВ.433642РЭ типографским способом в левом верхнем углу.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность датчика
Наименование
Обозначение
Количество
Датчик виброскорости 2ХХХХХХ-ХХ
ГТБВ.433642.ХХХ-ХХ*
1 шт.
Датчик виброскорости 2ХХХХХХ-ХХ. Паспорт
ГТБВ. 433642. ХХХ-ХХПС
1 шт.
Датчик виброскорости 2A(V). Руководство по эксплуатации
ГТБВ.433642РЭ
1 экз.
на партию
* - индивидуальное обозначение по конструкторской документации
Сведения о методах измерений
приведены в ГТБВ.433642РЭ, раздел 2.
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2018 г. № 2772 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений виброперемещения, виброскорости, виброускорения и углового ускорения»
ГТБВ.433642ТУ. Датчик виброскорости 2A(V). Технические условия
[category] => Датчики вибрации
[brand] => ООО "ГТЛаб", г. Саров Нижегородской обл.
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 270
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 270
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерений количества газа (СИКГ) "Топливный газ внешним потребителям" (СИКГ-6) (АО "Востсибнефтегаз")
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83977-21
[name] => Система измерений количества газа (СИКГ) "Топливный газ внешним потребителям" (СИКГ-6) (АО "Востсибнефтегаз")
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие ОЗНА-Инжиниринг" (ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг"), г. Уфа
[preview_text] => Система измерений количества газа (СИКГ) «Топливный газ внешним потребителям» (СИКГ-6) (АО «Востсибнефтегаз») (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, отображения и регистрации результатов измерений газа.
[page_header] => Система измерений количества газа (СИКГ) "Топливный газ внешним потребителям" (СИКГ-6) (АО "Востсибнефтегаз")
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83977-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83977-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83977-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83977-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83977-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений количества газа (СИКГ) «Топливный газ внешним потребителям» (СИКГ-6) (АО «Востсибнефтегаз») (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, отображения и регистрации результатов измерений газа.
Описание
Конструктивно СИКГ состоит из одной измерительной линии (ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На ИЛ установлены следующие основные средства измерений (СИ):
- расходомер газа ультразвуковой FLOWSIC 100 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 43980-10);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 38548-13).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: вычислители УВП-280 (основной и резервный) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13) и АРМ оператора на базе персональных компьютеров, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством. Вычислители УВП-280 осуществляют обработку сигналов с первичных преобразователей СИ, вычисление физико-химических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...50С) К при давлениях до 15 МПа», расчет объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачу информации на верхний уровень СОИ. АРМ оператора предназначен для сбора данных, формирования и печати отчетных документов, отображения и регистрации измерительной и технологической информации, архивирования, построения графиков и таблиц, трендов, архивных данных, а так же любой другой информации выведенной на экран монитора.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.
СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема газа в рабочих условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м3/ч);
- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);
- отображение измерительной и технологической информации на мониторах АРМ
оператора;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.
Общий вид СИКГ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКГ
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относятся вычислители УВП-280 (далее -вычислители). Вычислители выполняют функции вычисления объема газа, приведенного к стандартным условиям, передачи информации на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО относятся конфигурационные файлы вычислителей.
К ПО верхнего уровня относится АРМ оператора, выполняющее функции сбора, хранения, отображения информации, полученной с нижнего уровня ПО, формирования и печати отчетных документов.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Вывод идентификационных данных ПО вычислителей УВП-280, выпущенных до 22.01.2019 на показывающее устройство или посредством подключения внешних устройств не предусмотрен.
Таблица 1 - Идентификационные данные
Идентификационные данные ПО вычислителей УВП-280 приведены в таблице 1.
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
2.17
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
свободный нефтяной газ (СНГ)
Диапазон измерений расхода СНГ в рабочих условиях, м3/ч
от 8,48 до 3392
Диапазон измерений расхода СНГ в стандартных условиях, м3/ч
от 66,91 до 9200
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
±3
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С
от -10 до +20
Рабочий диапазон давления СНГ, МПа (абс.)
от 0,2 до 0,6
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
220
50
Габаритные размеры СИКГ, мм, не более: - высота - ширина - длина
800
300
2000
Масса, кг, не более
104
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды (температура внутри обогреваемых термочехлов), °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от минус 18 до 37,6 95 от 90 до 110
Средний срок службы, лет
16
Средняя наработка на отказ, ч
140000
Режим работы СИКГ
непрерывный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерений количества газа (СИКГ) «Топливный газ внешним потребителям» (СИКГ-6) (АО «Востсибнефтегаз») с заводским номером 250-05
—
1 шт.
«СИКГ «Топливный газ внешним потребителям» (СИКГ-6) (ОАО «Востсибнефтегаз»). Паспорт»
ОИ 250-05.00.00.000 ПС
1 экз.
Сведения о методах измерений
«ГСИ. Методика измерений количества и параметров свободного нефтяного газа «СИКГ. Топливный газ внешним потребителям» (СИКГ 6). ОАО «Востсибнефтегаз», утверждена ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации №01.00257-2013/34013-19 от 29.03.2019, номер в реестре ФР.1.29.2019.35482.
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 №1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
[category] =>
[brand] => ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 250-05
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Камеры тепловизионные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83960-21
[name] => Камеры тепловизионные
[model] => GTC 600 C
[brand_full] => "Robert Bosch Power Tools GmbH", Германия; место деятельности "Robert Bosch Power Tools Sdn Bhd", Малайзия
[preview_text] => Камеры тепловизионные GTC 600 C предназначены для неконтактных измерений пространственного распределения температуры поверхностей объектов по их собственному тепловому излучению и отображения этого распределения на сенсорном ЖК-дисплее.
[page_header] => Камеры тепловизионные GTC 600 C
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83960-21-0001.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83960-21-0000.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83960-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83960-21-0003.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83960-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83960-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83960-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83960-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Камеры тепловизионные GTC 600 C предназначены для неконтактных измерений пространственного распределения температуры поверхностей объектов по их собственному тепловому излучению и отображения этого распределения на сенсорном ЖК-дисплее.
Описание
Камеры тепловизионные GTC 600 C (далее тепловизоры) являются оптикоэлектронными измерительными приборами, принцип действия которых основан на фиксировании инфракрасного (теплового) электромагнитного излучения, исходящего от каждого нагретого объекта. Через оптическую систему на приёмник, представляющий собой неохлаждаемую микроболометрическую матрицу, фокусируется инфракрасное (тепловое) электромагнитное излучение. Далее инфракрасное (тепловое) электромагнитное излучение посредством электронного блока преобразуется в цифровой сигнал. Цифровой сигнал после математической обработки отображается в виде термограммы на сенсорном ЖК-дисплее.
Термограмма представляет собой спектрозональную картину, отображающую распределение температуры на поверхности объекта или на границе разделения различных сред. Измерение температуры осуществляется в любой точке термограммы, значение температуры отображается в цифровой форме. При этом размеры отображаемой поверхности объекта на термограмме определяются угловым полем зрения тепловизоров.
В тепловизорах предусмотрена возможность установки значения излучательной способности объекта измерения температуры в зависимости от измеряемой температуры объекта.
Конструктивно тепловизор состоит из корпуса, выполненного из пластика, встроенного объектива. В корпус тепловизора встроен ЖК-дисплей, на котором отображается термограмма и значение измеряемой температуры.
Под ЖК-дисплеем расположены кнопки управления тепловизором, на ручке тепловизора установлена кнопка, при нажатии на которую происходит фиксирование текущей термограммы. Сохранения термограммы осуществляется во встроенную память, в ручке тепловизора установлена съемная аккумуляторная батарея.
Нанесение знака поверки на тепловизор не предусмотрено.
Заводской (серийный) номер, обеспечивающий идентификацию каждого экземпляра средства измерений, печатается на индивидуальной этикетке и имеет цифровое или буквенноцифровое обозначение.
Общий вид средства измерений приведен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид средства измерений
Место нанесения знака утверждения типа
Место нанесения заводского номера
Пломбирование тепловизоров не предусмотрено.
Программное обеспечение
Внутреннее (встроенное) программное обеспечение (ПО) устанавливается при изготовлении тепловизоров и не имеет возможности к считыванию и модификации. Информация о метрологически значимой части ПО пользователю не доступна.
Конструкция тепловизоров исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.
Уровень защиты встроенного программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Недоступно пользователю
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 01.00.00
Цифровой идентификатор ПО
Недоступно пользователю
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений температуры, °С
от -20 до +600
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
- от -20 °С до +10 °С включ.
- св. +10 °С до +100 °С включ.
и- н-
Продолжение таблицы 2
Наименование характеристики
Значение
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений температуры, % - св. +100 ОС до 600 ОС
±21)
Температурная чувствительность (при плюс 30 ос), ос, не более
0,05
Угол поля зрения, градус, не менее
45x35
1) При температуре окружающей среды от +20 °C до +23 °C, излучательной способности более 0,999, расстояние измерения 0,3 м, времени работы более 5 мин, размер объекта не менее 60 мм.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Разрешение ИК-детектора, пиксели
256x192
Спектральный диапазон, мкм
от 8 до 14
Габаритные размеры (высотахширинахглубина), мм, не более
232,7x101,2x109,2
Рабочие условия применения:
- температура окружающей среды, ос
от -10 до +45
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и на индивидуальную этикетку или на корпус тепловизора.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Тепловизионная камера
GTC 600 C
1 шт.
Кейс для транспортировки
-
1 шт.
Зарядное устройство
-
1 шт.
Аккумулятор
-
1 шт.
Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в п. «Подготовка к измерению» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
ГОСТ 8.558-2009 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры
Техническая документация «Robert Bosch Tools GmbH»
[category] =>
[brand] => Фирма "Robert Bosch GmbH", Германия
[country] => МАЛАЙЗИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 11
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 3
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 11
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Топкинский цемент
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83959-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Топкинский цемент
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "Сибэнергоконтроль" (АО "Сибэнергоконтроль"), г. Кемерово
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Топкинский цемент (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученных результатов измерений коммерческому оператору оптового рынка, системному оператору и смежным субъектам ОРЭ. Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов с энергосбытовыми организациями и оперативного управления энергопотреблением.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Топкинский цемент
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83959-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83959-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83959-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83959-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Топкинский цемент (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученных результатов измерений коммерческому оператору оптового рынка, системному оператору и смежным субъектам ОРЭ. Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов с энергосбытовыми организациями и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) и вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) со встроенным сервером NTP, средства приема-передачи данных (модемы, каналообразующая аппаратура).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора данных (СБД) с программным обеспечением ПК «Энергосфера», обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений, технические средства приема-передачи данных, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, удаленное автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации (ЭСО).
Основными функциями АИИС КУЭ являются:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- один раз в сутки и по запросу сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии со счетчиков (ИИК), с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах электроэнергии и журналов событий в базе данных сервера ИВК в течение не менее 3,5 лет (для 30 минутных приращений энергии);
- резервирование баз данных на внешних носителях;
- разграничение доступа посредством паролей к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- конфигурирование параметров и настроек АИИС КУЭ;
- защита от несанкционированного доступа маркированием и пломбированием узлов системы;
- подготовку данных по результатам измерений в XML-формате для их передачи по электронной почте через удаленный АРМ ЭСО в ПАК АО «АТС», ПАО «Кузбассэнергосбыт», Сетевую организацию, филиал АО «СО ЕЭС» Кемеровское РДУ;
- ведение журнала событий технических и программных средств (счетчики, УСПД, линии связи, ПК «Энергосфера») на сервере ИВК, УСПД и счетчиках;
- ведение системы единого времени.
Принцип действия:
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии.
Счетчики производят измерения и вычисления полученной активной и реактивной энергии и мощности. Интервал времени усреднения мощности для коммерческого учета установлен равным 30 минут. Счетчики автоматически записывают в память измеренные величины (активной и реактивной энергии), с интервалом усреднения 30 минут, на глубину не менее 45 суток (в соответствии с техническими требованиями АО «АТС» Приложение 11.1). В памяти счетчика хранятся два четырехканальных (актив/реактив, прием/отдача) независимых массива профиля мощности. Основные и вспомогательные величины, выбранные для отображения на жидкокристаллическом индикаторе и их последовательность, определяются при программировании счетчика.
По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация и журналы событий по счетчикам электрической энергии направляются на УСПД. В УСПД собранная информация консолидируется и далее по автоматическим запросам передается на сервер ИВК. Вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения ПК «Энергосфера» на сервере ИВК. Просмотр полученной информации об электропотреблении по всем ИК доступен на автоматизированном рабочем месте.
С ИВК АИИС КУЭ данные через удаленный АРМ ЭСО передаются в ПАК АО «АТС», ПАО «Кузбассэнергосбыт», Сетевую организацию, филиал АО «СО ЕЭС» Кемеровское РДУ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени (встроенные часы счетчиков, УСПД, сервера, УССВ), влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.
На уровне ИВКЭ СОЕВ организована с помощью подключенного к УСПД устройства синхронизации системного времени ЭНКС-2 с приемником сигналов ГЛОНАСС/GPS и встроенным сервером NTP.
Коррекция внутренних часов УСПД происходит по протоколу синхронизации NTP по сети Ethernet при расхождении часов УСПД и УССВ более чем на ±1 с (программируемый параметр).
Коррекция часов сервера ИВК происходит при расхождении часов сервера ИВК и УСПД более чем на ±1 с (программируемый параметр).
Ч асы счетчиков ИК синхронизируются от часов УСПД с периодичностью не реже 1 раза в сутки, коррекция часов счетчиков ИК проводится при расхождении времени счетчика ИК и времени УСПД более чем на ±2 с (программируемый параметр).
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5 с/сут.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (СПО) ПК «Энергосфера»». Уровень защиты СПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимая часть СПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
pso_metr.dll
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО
cbeb6f6ca69318bed976ed97e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Состав измерительного канала АИИС КУЭ и его основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительного канала АИИС КУЭ и его основные метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование объекта
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УСПД
УССВ
Сервер БД
Основная погрешность, %
Погрешност ь в рабочих условиях, %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
1
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-35 кВ, 1 с.ш., яч. №8, ВЛ 35 кВ ф 35-А-23
ТОЛ-СЭЩ-35 300/5, КТ 0,5S Рег. № 40086-08
ЗНОМ-35-65 35000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 912-70
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15
HPE ProLiant DL360
Активная Реактивная
±1,6
±2,9
±2,1 ±3,5
2
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-35 кВ, 2 с.ш., яч. №6, ВЛ 35 кВ ф 35-А-22
ТФМ-35-II 200/5, КТ 0,5 Рег. № 17552-98
ЗНОМ-35 35000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 912-54
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
3
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш., яч. №28, ф 6-28-К
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
4
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш., яч. №23, ф 6-23-СО
ТПОЛ-10 800/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15
HPE ProLiant DL360
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
5
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч. №12, ф 6-12-ДО
ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-01
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
6
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №7, ф 6-7-С
ТОЛ 10-1 200/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-01
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
7
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш., яч. №26, ф 6-26-СО
ТПОЛ-10 800/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
8
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш., яч. №25, ф 6-25-К
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
9
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч. №14, ф 6-14-К
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
10
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №9, ф 6-9-ДО
ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-01
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15
HPE ProLiant DL360
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
11
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч. №18, ф 6-18-ЦМ
ТПОЛ-10 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
12
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №11, ф 6-11-К
ТОЛ 10-1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-01 Рег. № 15128-03
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
13
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-6 кВ,1 с.ш., яч. №15, ф 6-15-ЦМ
ТПОЛ 10 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
14
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч. №8, ф 6-8-ПО
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-08
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
15
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш., яч. №29, ф 6-29-ПО
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-08
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15
HPE ProLiant DL360
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
16
ПС 110/35/6 кВ «Топкинская», ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш., яч. №34, ф 6-34-ЦМ
ТПОЛ 10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02
ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
Активная Реактивная
±1,7
±3,0
±2,3
±3,8
Предел допускаемой погрешности СОЕВ, с
±5
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cоsф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии от 0 до плюс 40 °С;
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик;
5 Допускается замена УСПД на аналогичное, утвержденного типа;
6 Допускается замена УССВ на аналогичное, утвержденного типа;
7 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений;
8 Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО);
9 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.
Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество измерительных каналов
16
Нормальные условия:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- Частота, Гц
- коэффициент мощности cоsф
- температура окружающей среды, °С
от 98 до 102
от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25
Условия эксплуатации:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cоsф
- температура окружающей среды для ТТ, °С
- температура окружающей среды для ТН, °С
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С
от 90 до 110
от 5 до 120
от 49,6 до 50,4 от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -45 до +50 от -45 до +40
от -45 до +70
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М.01:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД ЭКОМ-3000:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
220000 2
75000 24
Продолжение таблицы 2
1
2
УССВ (ЭНКС-2):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
45
суток, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
10
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее
45
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи со счетчиками;
- резервирование используемых серверов.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательных коробок;
УСПД;
УССВ;
сервера;
- защита информации на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерение приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция
автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Тип
Количество, шт
Трансформатор напряжения
ЗНОМ-35-65
3
Трансформатор напряжения
ЗНОМ-35
3
Трансформатор напряжения
ЗНОЛ.06
12
Трансформатор тока
ТПОЛ-СЭЩ-35
2
Трансформатор тока
ТФМ-35-II
2
Трансформатор тока
ТПОЛ-10
20
Трансформатор тока
ТОЛ 10-1
8
Счетчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М.01
16
Устройство сбора и передачи данных
ЭКОМ-3000
1
Устройство синхронизации времени
ЭНКС-2
1
Программное обеспечение
ПК «Энергосфера»
1
Сервер БД
HPE ProLiant DL360
1
Формуляр-паспорт
01.2021.032-АУ.ФО-ПС
1
Руководство по эксплуатации
01.2021.032-АУ.РЭ
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Топкинский цемент, аттестованном ФБУ «Кузбасский ЦСМ», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.310473.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от
23.07.2021 г. № 1436 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электроэнергетических величин в диапазоне от 1 до 2500 Гц».
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от
31.07.2018 г. № 1621 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».
[category] =>
[brand] => ЗАО "Сибэнергоконтроль", г.Кемерово
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 25
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Трансформаторы тока
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83958-21
[name] => Трансформаторы тока
[model] => TG245N
[brand_full] => Филиал Общества с ограниченной ответственностью "АББ" (филиал ООО "АББ"), г. Екатеринбург
[preview_text] => Трансформаторы тока TG245N (далее - трансформаторы тока) предназначены для передачи сигналов измерительной информации средствам измерений, в том числе в схемах коммерческого учета электроэнергии, устройствам защиты, автоматики, сигнализации и управления в установках переменного тока напряжением 220 кВ и ниже с частотой 50 Гц.
[page_header] => Трансформаторы тока TG245N
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83958-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83958-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83958-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83958-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83958-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83958-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Трансформаторы тока TG245N (далее - трансформаторы тока) предназначены для передачи сигналов измерительной информации средствам измерений, в том числе в схемах коммерческого учета электроэнергии, устройствам защиты, автоматики, сигнализации и управления в установках переменного тока напряжением 220 кВ и ниже с частотой 50 Гц.
Описание
Принцип действия основан на явлении электромагнитной индукции. Первичный ток, протекая по первичной обмотке, создает в магнитопроводе вторичной обмотки электродвижущую силу (далее по тексту - ЭДС). Так как вторичная обмотка замкнута на внешнюю нагрузку, ЭДС вызывает появление во вторичной обмотке и внешней нагрузке тока, пропорционального первичному току.
Трансформаторы выполнены в виде опорной конструкции и состоят из металлического основания с коробкой вторичных соединений, фарфоровой или полимерной покрышки и головной части, в которой расположена магнитная система, закрепленная на основании при помощи опоры. Высоковольтная изоляция внутри обеспечивается элегазом или смесью элегаза и азота. Первичная обмотка трансформаторов состоит из внутренних и внешних шин, расположенных в головной части. Изменение коэффициента трансформации возможно при помощи перемычек на первичной обмотке, и (или) выполнением ответвлений на вторичных обмотках. Вторичные обмотки трансформаторов намотаны на ленточные тороидальные магнитопроводы и заключены в экран. Выводы вторичных обмоток присоединены к клеммному ряду с возможностью защиты клемм от несанкционированного доступа. Клеммный ряд расположен в коробке вторичных соединений, которая закрыта крышкой с табличкой технических данных.
Трансформаторы снабжены сигнализатором плотности газа (денсиметром), градуированным в единицах давления. Денсиметр имеет две сигнальные цепи с контактами, которые срабатывают при снижении плотности газа в случае утечки. В головной части трансформаторов расположено устройство сброса давления, которое срабатывает при скачкообразном повышении давления газа в случае внутренних дуговых перекрытий.
Клемма заземления расположена на основании трансформатора.
Внешний вид трансформаторов тока представлен на рисунке 1, место пломбирования клеемной коробки от несанкционированного доступа указано на рисунке 2.
Знак поверки наносится на крышку клеммной коробки или на свидетельство о поверке.
Заводской номер трансформатора наносится на самоклеящуюся информационную табличку (шильд) на корпусе.
Место пломбирования
Рисунок 1 - Внешний вид трансформатора
Рисунок 2 - Место пломбирования
тока
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование параметра
Значение для заводских номеров
2GPD000859, 2GPD000860, 2GPD000861, 2GPD000862, 2GPD000863, 2GPD000864
Номинальное напряжение, кВ
220
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
252
Продолжение таблицы 1
Наибольший рабочий первичный ток, А
1,2х11ном
Номинальная частота, Гц
50
Номинальный первичный ток, А
400
Номинальный вторичный ток, А
5
Номинальный класс точности / Номинальная вторичная нагрузка с коэффициентом мощности сosф=0,8, В^А - обмотки для измерения и учета: 1И1-1И2 (1S1-1S2)
- обмотки для измерения: 2И1-2И2 (2S1-2S2)
- обмоток для защиты: 3И1-3И2 (3S1-3S2)
4И1-4И2 (4S1-4S2) 5И1-5И2 (5S1-5S2) 6И1-6И2 (6S1-6S2)
0,2S / 20
0,5 / 20
10P / 20
10P / 20
10P / 20
10P / 20
Номинальная предельная кратность обмоток для защиты
20
Номинальный коэффициент безопасности приборов
обмоток для измерений и учета, не более
10
Таблицы 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -60 до +40
Знак утверждения типа
наносится на табличку трансформатора и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 2 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество, шт.
Трансформаторы тока
TG245N
6 шт.
Паспорт
-
6 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 1 «Общие сведения» паспорта трансформатора тока
Нормативные документы
ГОСТ 7746-2015 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
[category] => Трансформаторы
[brand] => Филиал ООО "АББ" в г.Екатеринбурге, г.Екатеринбург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 2GPD000859, 2GPD000860, 2GPD000861, 2GPD000862, 2GPD000863, 2GPD000864
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 8 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 6
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 6
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Виброметры
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83954-21
[name] => Виброметры
[model] => В7
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Восток-7 " (ООО "Восток-7"), г. Москва
[preview_text] => Виброметры В7 (далее виброметры) предназначены для измерений виброускорения, виброскорости, виброперемещения в процессе контроля состояния работающего механического оборудования.
[page_header] => Виброметры В7
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83954-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83954-21-0002.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83954-21-0004.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83954-21-0006.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83954-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83954-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83954-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83954-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Виброметры В7 (далее виброметры) предназначены для измерений виброускорения, виброскорости, виброперемещения в процессе контроля состояния работающего механического оборудования.
Описание
Принцип действия виброметров основан на преобразовании механических колебаний в электрический сигнал с помощью пьезоэлектрического датчика ускорений, с последующей обработкой полученных данных.
Виброметры состоят из датчика ускорений, встроенного в измерительный блок (модификации В7-317, В7-327), либо соединенного с измерительным блоком с помощью кабеля (модификации В7-337, В7-357, В7-220). Измерительный блок принимает и обрабатывает электрический сигнал, поступающий от датчика, соответствующий величине виброусорений, и производит одинарное или двойное интегрирование для измерений виброскорости и виброперемещений.
Виброметры В7 выпускаются в следующих модификациях: В7-317, В7-327, В7-337, В7-357, В7-220. Виброметр позволяет измерять амплитудное значение виброускорения
(модификации В7-327, В7-337, В7-357, В7-220), среднее квадратическое значение (СКЗ) виброскорости (модификации В7-317, В7-327, В7-337, В7-357, В7-220), размах виброперемещений (модификации В7-327, В7-337, В7-357, В7-220), а также индицировать спектральные диаграммы и частоту вращения в реальном времени (модификация В7-357).
Общий вид виброметров приведен на рисунке 1.
Заводской номер наносится на шильдик, расположенный на задней части корпуса измерительного блока. Пломбирование виброметра осуществляется с помощью наклейки, устанавливаемой на линии разъема измерительного блока.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
а)
в)
Рисунок 1 - Общий вид виброметров а) модификации В7-317, В7-327; б) модификация В7-337; в) В7-357; г) В7-220
Программное обеспечение
В виброметрах используется встроенное программное обеспечение (далее - ПО). ПО предназначено для управления процессом измерений, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Уровень защиты ПО «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077- 2014.
Влияние ПО на метрологические характеристики учтено при нормировании метрологических характеристик.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные признаки
Значение
Встроенное ПО
Идентификационное наименование ПО
Tool Manager
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже
2.0
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)
-
Алгоритм вычисления идентификатора ПО
-
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики виброметров модификаций В7-317, В7-327, В7-337
Наименование характеристики
Значение
В7-317
В7-327
В7-337
Диапазон измерений СКЗ виброскорости, мм/с
от 0,1 до 199,9
Диапазон измерений размаха виброперемещений, мм
-
от 0,001 до 1,999
Диапазон измерений амплитуд виброускорений, м/с2
-
от 0,01 до 199,9
от 0,1 до 199,9
Диапазон частот при измерениях: -виброскорости, Гц -виброперемещений, Гц -виброускорений, Гц
от 10 до 1000 -
-
от 10 до 1000 от 10 до 500 от 10 до 1000
от 10 до 1000 от 10 до 500 от 10 до 10000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений СКЗ виброскорости, %
±10
(в диапазоне частот от 10 до 20 Гц) ±5
(в диапазоне частот от 20 до 1000 Гц)
±15
(в диапазоне частот от 10 до 20 Гц) ±10
(в диапазоне частот св. 20 до 1000 Гц)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений амплитуды виброускорений, %
-
±10
(в диапазоне частот от 10 до 20 Гц) ±5
(в диапазоне частот от 20 до 1000 Гц)
±10 (в диапазонах частот от 10 до 20 Гц и св. 5000 до 10000 Гц) ±5 (в диапазоне частот св. 20 до 5000 Гц)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений размаха виброперемещений, %
-
±10
(в диапазонах частот от 10 до 20 Гц и св. 100 до 500 Гц) ±5
(в диапазоне частот св. 20 до 100 Гц)
Таблица 2 - Метрологические характеристики виброметров модификаций В7-357, В7-220
Наименование характеристики
Значение
В7-357
В7-220
Диапазон измерений СКЗ виброскорости, мм/с
от 0,1 до 800
от 0,1 до 199,9
Диапазон измерений размаха виброперемещений, мм
от 0,001 до 10
от 0,001 до 1,999
Диапазон измерений амплитуд виброускорений, м/с2
от 0,1 до 392
от 0,1 до 199,9
Диапазон частот при измерениях:
-виброскорости, Гц
-виброперемещений, Гц
-виброускорений, Гц
от 10 до 1000 от 10 до 500 от 10 до 10000
от 5 до 1000 от 5 до 500 от 5 до 15000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений СКЗ виброскорости, %
±10
(в диапазоне частот от 10 до 20 Гц) ±5
(в диапазоне частот св. 20 до 1000 Гц)
±10
(в диапазоне частот от 5 до 20 Гц) ±5
(в диапазоне частот св. 20 до 1000 Гц)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений амплитуды виброускорений, %
±10
(в диапазоне частот от 10 до 20 Гц) ±5
(в диапазоне частот св. 20 до 10000 Гц)
±10
(в диапазоне частот от 5до 20 Гц) ±5
(в диапазоне частот св. 20 до 15000 Гц)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений размаха виброперемещений, %
±10
(в диапазоне частот от 10 до 20 Гц) ±5
(в диапазоне частот св. 20 до 500 Гц)
±10
(в диапазоне частот от 5 до 20 Гц) ±5
(в диапазоне частот св. 20 до 500 Гц)
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
В7-317/
В7-327
В7-337
В7-357
В7-220
Диапазон индицируемых скоростей вращения, об/мин
-
-
от 30 до 300000
-
Диапазон индицируемых собственных частот, Гц
-
-
от 0,5 до 5000
-
Напряжение питания от источника постоянного тока, В
12
Потребляемая мощность, Вт, не более
1
Габаритные размеры, мм, не более:
- длина;
- ширина;
- высота
150
23
18
178
78,5 28
185
68
30
Масса, г, не более
56
230
200
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность, %, не более
от +15 до +35
98
Время наработки на отказ, ч, не менее
10000
Средний срок службы, лет
10
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Виброметр В7
В7-317, В7-327, В7-337, В7-357, В7-220
1 шт.
Паспорт
ВПБ.00.001 ПС
1 экз.
Руководство по эксплуатации
ВПБ.00.001 РЭ
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в ВПБ.00.001 РЭ «Виброметры В7. Руководство по эксплуатации», Раздел 2 «Использование по назначению»
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 27 декабря 2018 г. № 2772 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений виброперемещения, виброскорости, виброускорения и углового ускорения»
ТУ 26.51.6622.130-002-11548758-2020 «Виброметры В7. Технические условия»
[category] => Виброметры
[brand] => ООО "Восток-7", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 148
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 11
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 147
(99%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 1
(1%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 02.04.2024
)
)
)
Системы измерительные с автоматической фотовидеофиксацией многоцелевые
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83957-21
[name] => Системы измерительные с автоматической фотовидеофиксацией многоцелевые
[model] => "ПРИЗМА-М"
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "НПП ГОРИЗОНТ" (ООО "НПП ГОРИЗОНТ"), Московская обл., г. Жуковский; Общество с ограниченной ответственностью "Салют" (ООО "Салют"), Московская обл., г. Жуковский
[preview_text] => Системы измерительные с автоматической фотовидеофиксацией многоцелевые «ПРИЗМАМ» (далее - Системы), предназначены для измерений скорости движения транспортных средств (далее - ТС) радиолокационным методом, по видеокадрам в зоне контроля и на контролируемом участке дороги в автоматическом режиме, измерений значений текущего времени, синхронизированных с национальной шкалой координированного времени UTC(SU), определения координат местоположения Систем в плане.
[page_header] => Системы измерительные с автоматической фотовидеофиксацией многоцелевые "ПРИЗМА-М"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83957-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83957-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83957-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83957-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83957-21-0004.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/83957-21-0005.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/83957-21-0006.jpg
[7] => https://all-pribors.ru/pics/original/83957-21-0007.jpg
[8] => https://all-pribors.ru/pics/original/83957-21-0008.jpg
[9] => https://all-pribors.ru/pics/original/83957-21-0009.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83957-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83957-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83957-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83957-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Системы измерительные с автоматической фотовидеофиксацией многоцелевые «ПРИЗМАМ» (далее - Системы), предназначены для измерений скорости движения транспортных средств (далее - ТС) радиолокационным методом, по видеокадрам в зоне контроля и на контролируемом участке дороги в автоматическом режиме, измерений значений текущего времени, синхронизированных с национальной шкалой координированного времени UTC(SU), определения координат местоположения Систем в плане.
Описание
Принцип действия Систем при измерении скорости движения ТС по видеокадрам в зоне контроля основан на измерении расстояния, пройденного ТС в зоне контроля за измеренный интервал времени.
Принцип действия Систем при измерении скорости движения ТС на контролируемом участке основан на измерении интервала времени, за который ТС прошло расстояние между измерительными модулями (далее - ИМ) Систем стационарного варианта размещения.
Принцип действия Систем при измерении скорости ТС радиолокационным методом основан на измерении разности частоты высокочастотных сигналов при отражении от ТС, находящегося в зоне контроля (эффект Доплера).
Принцип действия Систем при измерении значений текущего времени и координат основан на приеме и обработке сигналов глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS с помощью приемника, входящего в их состав, автоматической синхронизации шкалы времени Систем с национальной шкалой координированного времени UTC(SU).
Системы имеют модульную архитектуру и состоят из одного или нескольких ИМ. ИМ производится в трех исполнениях: «ПРИЗМА-М-1», «ПРИЗМА-М-2», «ПРИЗМА-М-3».
Конструктивно ИМ состоят из видеокамеры, вычислительного модуля, энергонезависимого накопителя данных, приёмника глобальной спутниковой системы ГЛОНАСС/GPS, блока инфракрасной подсветки. Исполнения «ПРИЗМА-М-1» и
«ПРИЗМА-М-2» могут включать в себя радиолокационный модуль. Наличие радиолокационного модуля в конкретном образце ИМ исполнений «ПРИЗМА-М-1» или «ПРИЗМА-М-2» подтверждается записью в паспорте на Систему и отображается в интерфейсе программного обеспечения Системы.
Системы имеют два варианта размещения:
- стационарный вариант размещения - ИМ (любого исполнения) из состава Систем размещаются на опорах, стойках и других элементах обустройства автомобильных дорог;
- передвижной вариант размещения - ИМ (в исполнениях, включающих в себя радиолокационный модуль) из состава Систем размещаются на штативах, треногах и других подобных элементах.
В Систему стационарного варианта размещения могут объединяться несколько различных ИМ, размещаемых стационарно. Системы стационарного варианта размещения могут измерять скорость движения ТС в зоне контроля (по видеокадрам или радарным методом, в зависимости от комплектации) и на контролируемом участке.
В Систему передвижного варианта размещения может входить только один ИМ, включающий в себя радиолокационной модуль. Системы передвижного варианта размещения, в составе которых имеется ИМ с радиолокационным модулем, могут измерять скорость движения ТС в зоне контроля радарным методом.
Функционально Системы измерительные с автоматической фотовидеофиксацией многоцелевые «ПРИЗМА-М» могут применяться для фиксации нарушений скоростного режима, фиксации нарушения правил остановки (стоянки) ТС, прохождения ТС перекрестков, пешеходных переходов, железнодорожных переездов; фиксации нарушения правил пользования внешними световыми приборами; фиксации нарушения правил пользования водителем во время движения ТС телефоном, не оборудованным техническим устройством, позволяющим вести переговоры без использования рук; фиксации нарушения правил пользования ремней безопасности; фиксации движения ТС в нарушение правил разметки и предписанных дорожных знаков (обочина, тротуары, выделенная полоса, пересечение сплошной линии разметки, поворот из второго ряда, стоп линия, разворот в неположенном месте) для приближающихся и удаляющихся ТС двигающихся в плотном потоке во всей зоне контроля.
Общий вид ИМ, место маркировки и нанесения знака утверждения типа представлены на рисунках 1.1-1.6. Места пломбирования приведены на рисунках 2.1-2.3. Вид шильда приведен на рисунке 3.1. При наличии в составе Системы нескольких ИМ шильд устанавливается на каждый ИМ.
Место маркировки и нанесения знака утверждения типа
Рисунок 1.2. ИМ «ПРИЗМА-М-1». Место нанесения знака утверждения типа
Рисунок 1.3. Общий вид ИМ «ПРИЗМА-М-2»
Рисунок 1.4. Общий вид ИМ «ПРИЗМА-М-2» с радиолокационным модулем
Место маркировки и нанесения знака утверждения типа
Рисунок 1.5. ИМ «ПРИЗМА-М-2». Место нанесения знака утверждения типа
Рисунок 1.6. Общий вид ИМ «ПРИЗМА-М-3»
Место маркировки и нанесения знака утверждения типа
Рисунок 1.7. ИМ «ПРИЗМА-М-3». Место нанесения знака утверждения типа
Схема пломбировки от несанкционированного доступа представлена на рисунках 2.1-2.3.
Рисунок 2.1 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа ИМ «ПРИЗМА-М-1»
Место пломбирования от несанкционированного доступа
Рисунок 2.2 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа «ПРИЗМА-М-2»
Место пломбирования от несанкционированного доступа
Рисунок 2.3 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа «ПРИЗМА-М-3»
ООО "HIIII I оризонт" Россия
140181, Московская область, горой Жуковский, улица Чкалова, Зом 49, помещение 23
Система измерительная с автоматической фотовидеофиксацией многоцелевая "ПРИЗМА-М"
ТУ АЦДМ-402139.002 ТУ
Измерительный модуль "Призма-М-1"
Дата изготовления: 01.08.2020
Заводской номер изделия: М1—00001-01
https://nppgorizont.com
Рисунок 3.1 — Вид шильда
Программное обеспечение
Программное обеспечение Системы содержит метрологически значимую часть «Prizma-M». Метрологически значимая часть программного обеспечения «Prizma-M» обеспечивает измерение скорости движения транспортных средств в зоне контроля и на контролируемом участке дороги в автоматическом режиме, измерение значений текущего времени, синхронизированных с национальной шкалой координированного времени UTC(SU), определение координат местоположения Систем в плане.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологической части ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Prizma-M
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.0.8
Цифровой идентификатор ПО метрологической части (контрольная сумма исполняемого кода метрологической части)
a340709d43542ecba26fa6133e943a32936d49c8
Алгоритм вычисления идентификатора ПО
SHA1
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики ИМ Системы
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений скорости движения ТС, км/ч: - в зоне контроля по видеокадрам
от 0 до 350
- на контролируемом участке
от 0 до 350
- в зоне контроля радарным методом (для исполнений ИМ «ПРИЗМА-М-1» и «ПРИЗМА-М-2», при наличии радиолокационного модуля).
от 1 до 320
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений скорости ТС, км/ч: - в зоне контроля по видеокадрам
±1
- на контролируемом участке
±1
- в зоне контроля радарным методом (для исполнений ИМ «ПРИЗМА-М-1» и «ПРИЗМА-М-2», при наличии радиолокационного модуля)
±1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения текущего значения времени в национальной шкале координированного времени UTC(SU), не более, мкс
±100
Границы допускаемой абсолютной инструментальной погрешности (по уровню вероятности 0,95 и геометрическом факторе PDOP < 3) определения координат в плане, не более, м
±3
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИМ
Наименование характеристики
Значение
Минимальная протяженность контролируемого участка, м
100
Габаритные размеры, мм, не более: ИМ исполнения «ПРИЗМА-М-1»
- длина
290
- ширина
320
- высота
180
ИК-прожектор исполнения «ПРИЗМА-М-1»
- длина
50
- ширина
260
- высота
40
ИМ исполнения «ПРИЗМА-М-2»
- длина
404
- ширина
- высота
175
164
Продолжение таблицы 3.
Наименование характеристики
Значение
ИК-прожектор исполнения «:ПРИЗМА-М-2» - длина - ширина - высота
Радиолокационный модуль исполнения «ПРИЗМА-М-2» - длина - ширина - высота
ИМ исполнения «ПРИЗМА-М-3»
- длина - ширина - высота Масса кг, не более: ИМ исполнения «ПРИЗМА-М-1» ИК-прожектор исполнения «ПРИЗМА-М-1»
ИМ исполнения «ПРИЗМА-М-2»
ИК-прожектор исполнения «ПРИЗМА-М-2»
Радиолокационный модуль исполнения «ПРИЗМА-М-2»
ИМ исполнения «ПРИЗМА-М-3»
100 110 80
110 100 35
260 210 165
6 0,4
5 0,6 0,4
3,5
Рабочая частота излучения Системы, ГГ ц
от 24,050 до 24,250
Электропитание от внешнего источника постоянного тока напряжением, В
От 11 до 15
Электропитание от сети переменного тока (через блок питания постоянного тока), В
от 90 до 264
Частота переменного тока питающей сети, Гц
от 49 до 51
Потребляемая мощность ИМ, не более, Вт
(ИМ без радиолокационного модуля исполнения «ПРИЗМА-М-1» и «ПРИЗМА-М-2», ИМ исполнения «ПРИЗМА-М-3»)
10
Потребляемая мощность ИМ, не более, Вт
(ИМ с радиолокационным модулем исполнения «ПРИЗМА-М-1» и «ПРИЗМА-М-2»)
13
Степень защиты по ГОСТ 14254-2015
IP66/IP67
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность при температуре 25 °С, %
от -60 до +65 до 98 %
Знак утверждения типа
наносится на корпус ИМ в виде наклейки, а также типографским способом на титульный лист паспорта.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений (при стационарном размещении)
Наименование
Обозначение
Количество
Системы измерительные с автоматической
фотовидеофиксацией многоцелевые «ПРИЗМА-М» в составе:
1
Измерительный модуль (любого исполнения)
От 1 до 16*
ИК-прожектор для исполнения «ПРИЗМА-М-1» и «ПРИЗМА-М-2»
по заказу
Радиолокационный модуль для исполнения «ПРИЗМА-М-1» и «ПРИЗМА-М-2»
по заказу
Набор кронштейнов
по заказу
Руководство по эксплуатации
АЦДМ-402139.002 РЭ
1 экз.
Паспорт
АЦДМ-402139.002 ПС
1 экз.
Методика поверки
АЦДМ-402139.002 МП
1 экз.
*- количество и исполнение ИМ в составе Систем определяется при заказе и отражается в Паспорте.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений (при передвижном размещении)
Наименование
Обозначение
Количество
Системы измерительные с автоматической
фотовидеофиксацией многоцелевые «ПРИЗМА-М» в составе:
1
Измерительный модуль (исполнения «ПРИЗМА-М-1» или «ПРИЗМА-М-2»)
1
Радиолокационный модуль
1
ИК-прожектор
по заказу
Набор кронштейнов
по заказу
Руководство по эксплуатации
АЦДМ-402139.002 РЭ
1 экз.
Паспорт
АЦДМ-402139.002 ПС
1 экз.
Методика поверки
АЦДМ-402139.002 МП
1 экз.
*- исполнение ИМ в составе Систем определяется при заказе и отражается в Паспорте.
Сведения о методах измерений
приведены в п. 1.4. Руководства по эксплуатации АЦДМ-402139.002 РЭ.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации № 1847 от 16.11.2020 г.
«Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
Государственная поверочная схема для средств измерений времени и частоты. Приказ Росстандарта № 1621 от 31.07.2018 г.
Государственная поверочная схема для координатно-временных измерений. Приказ Росстандарта № 2831 от 29.12.2018 г.
«Системы измерительные с автоматической фотовидеофиксацией многоцелевые «ПРИЗМА-М», Технические условия. АЦДМ-402139.002 ТУ.
[category] =>
[brand] => ООО "НПП ГОРИЗОНТ", г. Жуковский
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 155
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 3
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 155
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 02.04.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Волгоград" Фроловское ЛПУ МГ КС "Фролово"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83956-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Волгоград" Фроловское ЛПУ МГ КС "Фролово"
[model] =>
[brand_full] => Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Волгоград» Фроловское ЛПУ МГ КС «Фролово» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Волгоград" Фроловское ЛПУ МГ КС "Фролово"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83956-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83956-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83956-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83956-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Волгоград» Фроловское ЛПУ МГ КС «Фролово» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения. ИВК включает в себя специализированное программное обеспечения «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт».
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 минут;
- средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая мощность.
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы
каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на
коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в счетчиках электроэнергии;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
- дистанционный доступ к компонентам АИИС
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между ИВК, АРМ, информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД на АРМ;
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы;
- информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде электронного документа XML в формате 80030.
Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ и/или сервере БД
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485, телефонной линии и модемов SHDSL для передачи данных от счетчиков до ИВК;
- посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от уровня ИИК до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
- посредством наземного канала связи Е1 для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и АРМ (основной канал);
- посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и АРМ (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы Сервера БД и счетчиков. Сервер БД получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа ССВ-1Г. Синхронизация часов Сервера БД с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±2 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов Сервера БД осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов Сервера БД ±2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения наносится типографским способом на формуляр.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование программного обеспечения
ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения
не ниже 12.1
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК
№ ИК
Наименование ИК
ТТ
ТН
Счетчик
ИВК
1
2
3
4
5
6
1
ЗРУ-10 кВ КС, 1 СШ 10 кВ, яч.5
ТЛК Кл.т. 0,2S Ктт = 1500/5 Рег. № 42683-09
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5 Ктн=10000/^3:100/^3
Рег. № 3344-04
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
ССВ-1Г Рег. № 58301-14; Сервер БД
2
ЗРУ-10 кВ КС, 2 СШ 10 кВ, яч.12
ТЛК Кл.т. 0,2S Ктт = 1500/5 Рег. № 42683-09
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =10000/^3:100/^3
Рег. № 3344-04
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
3
ЗРУ-10 кВ КС, 3 СШ 10 кВ, яч.29
ТЛК Кл.т. 0,2S Ктт = 1500/5 Рег. № 42683-09
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =10000/^3:100/^3
Рег. № 3344-04
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
4
ЗРУ-10 кВ КС, 4 СШ 10 кВ, яч.36
ТЛК Кл.т. 0,2S Ктт = 1500/5 Рег. № 42683-09
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =10000/^3:100/^3
Рег. № 3344-04
A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
Окончание таблицы 2
1
2
3
4
5
6
5
ПС 110 кВ ГКС, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.6
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5
Рег. № 2473-00
НАЛИ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5
Ктн = 10000/100
Рег. № 38394-08
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
ССВ-1Г Рег. № 58301-14; Сервер БД
6
ПС 110 кВ ГКС, ЗРУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, яч.14
ТПЛМ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 2363-68
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-00
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2. Допускается замена сервера БД АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО) и сервера синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 -
ИК в
ИК №№
cos ф
I2< 1изм<1 5
I5< I изм<1 20
I20< I изм<1 100
I100< I изм <I 120
Sw оА %
Sw ор %
Sw оА %
Sw ор %
Sw оА %
SwcP %
SwcA %
SwcP %
1, 2, 3, 4
0,50
±2,1
±1,6
±1,7
±1,4
±1,4
±1,0
±1,4
±1,0
0,80
±1,3
±2,0
±1,1
±1,7
±0,9
±1,3
±0,9
±1,3
0,87
±1,3
±2,3
±1,0
±1,9
±0,8
±1,5
±0,8
±1,5
1,00
±1,0
-
±0,8
-
±0,7
-
±0,7
-
5, 6
0,50
-
-
±5,4
±2,7
±2,9
±1,5
±2,2
±1,2
0,80
-
-
±2,9
±4,4
±1,6
±2,4
±1,2
±1,9
0,87
-
-
±2,5
±5,5
±1,4
±3,0
±1,1
±2,2
1,00
-
-
±1,8
-
±1,1
-
±0,9
-
Таблица 4
- Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
ИК №№
cos ф
I2< I изм<1 5
I5< I изм<1 20
I20< I изм<1 100
I100< I изм <I 120
SwA %
SwP %
SwA %
SwP %
SwA %
SwP %
SwA %
SwP %
1, 2, 3, 4
0,50
±2,2
±2,1
±1,7
±1,9
±1,5
±1,7
±1,5
±1,7
0,80
±1,5
±2,4
±1,2
±2,2
±1,1
±1,9
±1,1
±1,9
0,87
±1,4
±2,7
±1,2
±2,3
±1,0
±2,1
±1,0
±2,1
1,00
±1,2
-
±0,8
-
±0,8
-
±0,8
-
5, 6
0,50
-
-
±5,4
±3,0
±3,0
±2,0
±2,3
±1,8
0,80
-
-
±2,9
±4,6
±1,7
±2,8
±1,4
±2,3
0,87
-
-
±2,6
±5,6
±1,5
±3,3
±1,2
±2,6
1,00
-
-
±1,8
-
±1,1
-
±0,9
-
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
Примечание:
I2 - сила тока 2% относительно номинального тока ТТ;
I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ;
I20 — сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
Iioo - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I120 — сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
1изм - силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
Swqa - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
6wqP - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
6wa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
6wp - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
6
Нормальные условия:
- ток, % от 1ном
- напряжение, % от ином
- коэффициент мощности cos ф
температура окружающего воздуха для счетчиков, °С:
от (2)5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. От +21 до +25
Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
- ток, % от 1ном
- напряжение, % от ином
- коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для сервера
от (2)5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
От -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25
Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут
30
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
30
Формирование XML-файла для передачи внешним системам
Автоматическое
Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов
Автоматическое
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
Сервер ИВК:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
100
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервный сервер с установленным специализированным ПО;
- резервирование каналов связи между уровнями ИИК и ИВК и между ИВК и внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Ведение журналов событий:
- счётчика, с фиксированием событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- ИВК, с фиксированием событий:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на Сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист формуляра АУВП.411711.134.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Волгоград» Фроловское ЛПУ МГ КС «Фролово». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт.
Трансформаторы тока
ТПЛМ-10
2
Трансформаторы тока
ТЛМ-10
2
Трансформаторы тока
ТЛК
12
Трансформаторы напряжения
ЗНОЛ.06
12
Трансформаторы напряжения
НАЛИ-СЭЩ-10
1
Трансформаторы напряжения
НАМИ-10-95УХЛ2
1
Счетчики
A1802RALQ-P4GB-DW-4
4
Счетчики
СЭТ-4ТМ.03М.01
2
ПО ИВК
АльфаЦЕНТР
1
СОЕВ
ССВ-1Г
1
Сервер БД
Stratus FT Server 4700 P4700-2S
1
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Волгоград" Фроловское ЛПУ МГ КС "Фролово". Формуляр
АУВП.411711.134.ФО
1
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Волгоград» Фроловское ЛПУ МГ КС «Фролово»» Методика измерений аттестована ЗападноСибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
[category] =>
[brand] => Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 06.001-2021
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Сургутмебель"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83955-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Сургутмебель"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Сургутмебель" (ООО "Сургутмебель"), Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, Сургутский район, п.г.т. Барсово
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Сургутмебель» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Сургутмебель"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83955-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83955-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83955-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83955-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Сургутмебель» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (сервер ИВК), сервер системы управления базой данных (СУБД), автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора, устройство синхронизации системного времени (УССВ) и программное обеспечение (ПО) «ОКО ЦИТС Энергетика».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале UTC;
- автоматическое выполнение измерений;
- автоматическое ведение системы единого времени;
- сбор информации на сервер ИВК и АРМ;
- передача данных c сервера ИВК или АРМ владельца АИИС КУЭ, или от АРМ энергосбытовой организации с электронно-цифровой подписью заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии с использованием электронной почты через сеть Internet в форматах, предусмотренных регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности;
- обеспечивает прием данных от АИИС КУЭ третьих лиц, в форматах, предусмотренных регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности посредством электронной почты через сеть Internet.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер ИВК, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и их последующую передачу с использованием средств электронно-цифровой подписи в организации-участники оптового рынка электроэнергии, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС». Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМы, установленные в соответствующих службах и на сервер СУБД, по сети Ethernet. Хранение данных оскществляется на сервере СУБД.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя часы сервера ИВК, сервера СУБД, часы счетчиков электрической энергии, а таже УССВ на основе приемника сигналов точного времени (Серверы точного времени PPS200/1U19GNSS-NTP (основной и резервный), регистрационный номер 70727-18 в Федеральном информационном фонде), принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС. Время сервера ИВК и сервера СУБД синхронизировано с временем приемника, корректировка осуществляется по протоколу NTP (Network Time Protocol). Сличение показаний часов сервера ИВК с показаниями часов счетчиков происходит каждые 30 минут. Коррекция времени часов счетчиков происходит при расхождении показаний на ± 2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ. Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено, знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «ОКО ЦИТС Энергетика». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО «ОКО ЦИТС Энергетика» Библиотека lib orp metrology. so
Цифровой идентификатор ПО
547700a5ece53440a134d9a031ae6c58
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2,3 4, 5.
Таблица 2 - Состав ИК
Номер и наименование ИК
Измерительные компоненты
ТТ
ТН
Счётчик
УССВ/Сервер
1
ПС 110 кВ Березка, ЗРУ-10 кВ, 1С-10, яч. 5, КЛ 10 кВ
ТОЛ-10
КТ 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 7069-79
НАМИ-10 У2 КТ 0,2 Ктн=10000/100 Рег. № 11094-87
Альфа А1800 КТ 0,5S/1 Рег. № 31857-06
Сервер точного времени PPS200/1U19GN SS-NTP Рег. №70727-18
2
ПС 110 кВ Березка, ЗРУ-10 кВ, 2С-10, яч. 6, КЛ 10 кВ
ТОЛ-10
КТ 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 7069-79
НАМИ-10 У2 КТ 0,2 Ктн=10000/100 Рег. № 11094-87
Альфа А1800 КТ 0,5S/1 Рег. № 31857-06
3
КРУН-К-112 6 кВ ООО Сургутмебель, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 1, КЛ 6 кВ
ТОЛ-СЭЩ-10-21
КТ 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 51623-12
НАМИТ-10-2
УХЛ2
КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 16687-07
Альфа А1800 КТ 0,5S/1 Рег. № 31857-11
4
КРУН-К-112 6 кВ ООО Сургутмебель, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 2, КЛ 6 кВ
ТОЛ-СЭЩ-10-21
КТ 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 51623-12
НАМИТ-10-2
УХЛ2
КТ 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 16687-07
Альфа А1800 КТ 0,5S/1 Рег. № 31857-11
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что ООО «Сургутмебель» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2. Замена оформляется техническим актом в установленном на ООО «Сургутмебель» порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)
Номер ИК
Значение силы тока
Границы допускаемой относительной погрешности измерения при доверительной вероятности 0,95, (±6) %
В нормальных условиях эксплуатации
В рабочих условиях эксплуатации
cosф = 1,0
cosф = 0,5
cosф = 1,0
cosф = 0,5
1-2
(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5S)
!=0,1-!н
1,5
4,4
1,9
4,7
!=1,0-!н
0,9
2,0
1,5
2,4
3-4
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)
!=0,1-!н
1,1
2,7
1,6
3,0
!=1,0-!н
0,9
2,3
1,6
2,6
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая
энергия и средняя мощность)
Номер ИК
Значение силы тока
Границы допускаемой относительной погрешности измерения при доверительной вероятности 0,95, (±6) %
В нормальных условиях эксплуатации
В рабочих условиях эксплуатации
simp = 0,87
siiup = 0,6
simp = 0,87
sinp = 0,6
1-2
(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 1,0)
!=0,1-!н
2,3
3,7
3,7
4,8
!=1,0-!н
1,4
1,9
3,3
3,6
3-4
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)
!=0,1-!н
1,7
2,4
3,4
3,9
!=1,0-!н
1,5
2,1
3,3
3,7
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество измерительных каналов
4
Нормальные условия:
- температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С
- температура окружающего воздуха (для счетчиков), °С
- температура окружающего воздуха (для ИВК), °С
- напряжение питающей сети переменного тока, В
- частота питающей сети переменного тока, Гц
- диапазон силы тока, А
- диапазон коэффициента мощности cosф (sin-ф)
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
от -40 до +50
от +21 до +25
от +10 до +30
(0,99 - 1,01) ином от 49,85 до 50,15 (0,01 - 1,2) 1ном от 0,8 до 1,0 (от 0,6 до 0,5)
0,05
Условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети:
а) диапазон первичного напряжения, В
б) диапазон силы первичного тока, А
- коэффициент мощности cosф(sinф)
- частота, Гц
- температура окружающего воздуха, °С
(от 0,9 до 1,1) ином1 (от 0,01до 1,2) 1ном1 от 0,8 до 1,0 (от 0,6 до 0,5) от 49,6 до 50,04 от -40 до +50
Продолжение таблицы 5
1
2
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети:
а) диапазон вторичного напряжения, В
(от 0,9 до 1,1) ином2
б) диапазон силы вторичного тока, А
(от 0,01 до 1,2) 1ном2
- коэффициент мощности cosф (sin-ф)
от 0,8 до 1,0 (от 0,6 до 0,5)
- частота, Гц
от 49,6 до 50,04
- температура окружающего воздуха, °С
от +10 до +30
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч
120 000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
Сервер PPS200/1U19GNSS-NTP:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
25 000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
10
Сервер ИВК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
43 811
Сервер СУБД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
43 811
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
120
- при отключении питания, лет, не менее
30
Сервер СУБД:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
± 5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- серверов ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора не реже 1 раз в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Тип
Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока
ТОЛ-10
4
Трансформаторы тока
ТОЛ-СЭЩ-10-21
4
Трансформаторы напряжения
НАМИ-10 У2
2
Трансформаторы напряжения
НАМИТ-10-2 УХЛ2
2
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
Альфа А1800
4
Сервер точного времени
PPS200/1U19GNSS-NTP
2
Сервер СУБД
Виртуальный сервер
1
Сервер ИВК
Виртуальный сервер
1
ПО
ПО «ОКО ЦИТС Энергетика»
1
Паспорт-Формуляр
18125-ПФ
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Сургутмебель», аттестующая организация ФБУ «Пензенский ЦСМ», аттестат аккредитации № 01.00230-2013 от 17.04.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Сургутмебель", п.г.т. Барсово, Ханты-Мансийский авт. окр.
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 1
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83951-21
[name] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
[model] => РГС-40
[brand_full] => Открытое акционерное общество "Салаватнефтемаш" (ОАО "Салаватнефтемаш"), Республика Башкортостан, г. Салават
[preview_text] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-40 предназначен для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-40
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83951-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83951-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83951-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83951-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83951-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83951-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-40 предназначен для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуара - стальной горизонтальный цилиндрический, номинальной вместимостью 40 м3 подземного расположения.
Принцип действия резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-40 основан на заполнении его нефтью и нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-40 представляет собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами.
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные устройства.
Заводской номер наносится на маркировочную табличку резервуара (рисунок 1).
Резервуар РГС-40 с заводским номером 63 расположен по адресу: Курганская область, Юргамышский район, п. Новый Мир, ЛПДС «Юргамыш», Курганское НУ АО «Транснефть -Урал».
Общий вид эскиза резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-40 представлен на рисунках 1, 2.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид резервуара РГС-40
Рисунок 2 - Общий вид эскиза резервуара РГС-40
Пломбирование резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-40 не предусмотрено.
Программное обеспечение отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
40
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %
±0,25
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
50
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-40
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ПО "Салаватнефтемаш", г.Салават
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 63
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Полуприцеп-цистерна
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83952-21
[name] => Полуприцеп-цистерна
[model] => ELLINGHAUS K-STA-24-40/6
[brand_full] => Фирма "ELLINGHAUS", Германия
[preview_text] => Полуприцеп-цистерна ELLINGHAUS K-STA-24-40/6 (далее по тексту - ППЦ) предназначена для измерений объема, транспортирования светлых нефтепродуктов по дорогам общего пользования, с твердым покрытием и с учетом разрешенной нагрузки на оси.
[page_header] => Полуприцеп-цистерна ELLINGHAUS K-STA-24-40/6
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83952-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83952-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83952-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83952-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83952-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83952-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Полуприцеп-цистерна ELLINGHAUS K-STA-24-40/6 (далее по тексту - ППЦ) предназначена для измерений объема, транспортирования светлых нефтепродуктов по дорогам общего пользования, с твердым покрытием и с учетом разрешенной нагрузки на оси.
Описание
Принцип действия ППЦ основан на заполнении их нефтепродуктом до указателя уровня налива, соответствующего определенному объему нефтепродукта. Слив нефтепродукта производится самотеком.
ППЦ состоит из алюминиевой сварной цистерны цилиндрической формы, состоящая из шести секций. Для гашения гидравлических ударов во время движения, внутри отсеков цистерны установлены волнорезы с отверстиями-лазами. ППЦ является транспортной мерой полной вместимости.
Сверху цистерны имеется рабочая площадка, предназначенная для проведения технологических операций по наливу (сливу), а также приварена заливная горловина с установленным указателем уровня налива. Горловины секций выполнены в виде круглой формы.
Технологическое оборудование предназначено для операций налива-слива нефтепродуктов и включает в себя:
- съемную крышку горловины с заливным люком и дыхательным клапаном;
- клапан донный;
- кран шаровой;
- рукава напорно-всасывающие.
На боковых сторонах и сзади цистерна имеет надпись «ОГНЕОПАСНО», знаки с информационными табличками для обозначения транспортного средства, перевозящего опасный груз.
Табличка с заводским номером прикреплена методом заклепывания и расположена на шасси ППЦ справа по ходу движения. Возможность прочтения и сохранность номера в процессе эксплуатации обеспечивается нанесением его на табличку ударно-точечным способом.
Общий вид ППЦ представлен на рисунке 1. Схема пломбировки для защиты от несанкционированного изменения положения уровня налива, обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунке 2.
Рисунок 1 - Общий вид полуприцепа-цистерны ELLINGHAUS K-STA-24-40/6
Указатель уровня налива
Место нанесения
знака поверки
Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного изменения положения уровня налива, обозначение места нанесения знака поверки полуприцепа-цистерны ELLINGHAUS K-STA-24-40/6
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, дм3
40000
Номинальная вместимость секций, дм3
- 1-ая секция
7500
- 2-ая секция
7500
- 3-яя секция
6000
- 4-ая секция
4000
- 5-ая секция
7500
- 6-ая секция
7500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %
±0,40
Количество секций, шт.
6
Полная масса автоцистерны, кг, не более
34000
Габаритные размеры, ДхШхВ, мм, не более
11500 х 2500 х 3150
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от - 40 до +50
- относительная влажность при температуре 20 °С, %
не более 80
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средств измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Полуприцеп-цистерна (заводской номер 921451)
ELLINGHAUS K-STA-24-40/6
1 шт.
Руководство по эксплуатации
09.21.001.РЭ
1 экз.
Паспорт
13090.R2021.001 ПС
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в подраздел 4.3 руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
[category] =>
[brand] => Фирма "ELLINGHAUS", Германия
[country] => ГЕРМАНИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 921451
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Трансформаторы тока
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83953-21
[name] => Трансформаторы тока
[model] => TOPAZ OCTU
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ПиЭлСи Технолоджи" (ООО "ПиЭлСи Технолоджи"), г. Москва
[preview_text] => Трансформаторы тока TOPAZ OCTU (далее - трансформаторы) предназначены для измерений среднеквадратических значений силы переменного тока, в том числе с апериодической составляющей и выработки сигнала измерительной информации согласно протоколу, описанному в IEC 61850-9-2:2011 (далее - IEC 61850-9-2) для передачи результатов измерений и преобразований на электрические измерительные приборы, устройствам измерения (в том числе показателей качества электроэнергии), защиты, автоматики, сигнализации и управления.
[page_header] => Трансформаторы тока TOPAZ OCTU
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83953-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83953-21-0002.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83953-21-0004.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83953-21-0006.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83953-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83953-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83953-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83953-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Трансформаторы тока TOPAZ OCTU (далее - трансформаторы) предназначены для измерений среднеквадратических значений силы переменного тока, в том числе с апериодической составляющей и выработки сигнала измерительной информации согласно протоколу, описанному в IEC 61850-9-2:2011 (далее - IEC 61850-9-2) для передачи результатов измерений и преобразований на электрические измерительные приборы, устройствам измерения (в том числе показателей качества электроэнергии), защиты, автоматики, сигнализации и управления.
Описание
Принцип действия трансформаторов основан на двух физических законах: законе полного тока и эффекте Фарадея. Трансформаторы содержат чувствительный элемент (магнитооптический кристалл), в котором происходит преобразование магнитной составляющей поля, создаваемого током в проводнике, в изменение угла поворота поляризации излучения с последующим изменением интенсивности излучения, падающего на фотоприемник. По полученному значению интенсивности излучения определяется сила тока, текущего в проводнике.
Трансформаторы предназначены для использования в качестве элемента в составе системы контроля тока и комплексной системы оптической диагностики высоковольтных кабельных линий TOPAZ.
Трансформаторы обеспечивают подключение по цифровым интерфейсам RS-485 и Ethernet к вышестоящим системам, в том числе для автономного считывания, удалённого доступа и конфигурирования.
Трансформаторы включают в свой состав: измерительный блок, оптические датчики тока двух типов FOS или FOS-SS. Данные датчики тока осуществляют выдачу потоков данных SV согласно IEC 61850-9-2 и имеют различные диапазоны измерений среднеквадратических значений силы переменного тока. Поддерживаемые потоки данных: SV80 (80 выборок за период промышленной частоты, частота дискретизации 4000 Гц), SV256 (256 выборок за период промышленной частоты, частота дискретизации 12800 Гц).
Трансформаторы осуществляют следующие функции:
1) измерение действующих (среднеквадратических) значений силы переменного тока, частоты переменного тока и угла фазового сдвига;
2) контроль целостности измерительного тракта;
3) формирование сигналов:
- ТС (Телесигнализации) в случае повреждения кабеля и обрыва волокна;
- ТИ (Телеинформации) о действующих значениях тока в экране силового кабеля;
4) обмен данными с верхним уровнем по протоколам МЭК 61850-9-2, МЭК 60870-5-101, МЭК 60870-5-104;
5) синхронизация времени от внешнего сигнала 1PPS и по каналам Ethernet от верхнего уровня по стандарту IEEE1588 PTP либо по протоколу МЭК 60870-5-104.
Трансформаторы выполнены из изоляционного материала.
Структура условного обозначения модификаций трансформаторов:
TOPAZ OCTU-[A1-...-Ax]-[B]-[C]-D
Позиция
Код
Описание
Коммуникационные порты Ethernet
A1 ...
Ax
nGTx
Ethernet 1000 Мбит/с TX RJ45
nGSFP
Ethernet 1000 Мбит/с SFP
nGTXSFP
Ethernet 1000 Мбит/с combo-port RJ45/SFP
nTx
Ethernet 100 Мбит/с TX RJ45
nFxS
Ethernet 100 Мбит/с FX LC Single-mode
nFxM
Ethernet 100 Мбит/с FX LC Multi-mode
nSFP
Ethernet 100 Мбит/с SFP
«n» - количество портов Ethernet соответствующего типа
Коммуникационные порты RS-485
B
nR
RS-485, где «n» - количество портов
Порт 1PPS
C
PPS
Вход1PPS
Исполнение по питанию
D
LV
Один вход питания ином = 24В DC
2LV
Два входа питания ином = 24В DC
HV
Один вход питания ином = 220В DC/AC
2HV
Два входа питания ином = 220В DC/AC
Заводской номер наносится на маркировочную табличку типографским методом в виде цифрового кода.
Общий вид измерительного блока представлен на рисунке 1. Общий вид датчиков тока представлен на рисунке 2. Нанесение знака на трансформаторы в обязательном порядке не предусмотрено. Пломбирование трансформаторов не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид измерительного блока
Рисунок 2 - Общий вид датчиков тока FOS (слева) и FOS-SS (справа)
Программное обеспечение
Трансформаторы имеют базовое программное обеспечение (далее - ПО).
Базовое ПО реализовано аппаратно и является метрологически значимым. Метрологические характеристики трансформаторов нормированы с учетом влияния базового ПО.
Уровень защиты базового ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные базового ПО трансформаторов представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные базового ПО трансформаторов
Идентификационные данные (признаки)
Значение в зависимости от поддерживаемого потока данных
SV80
SV256
Идентификационное наименование ПО
OCTU v1.SV80.hex
OCTU v1.SV256.hex
Номер версии ПО (идентификационный номер)
Не ниже 1.0.127
Не ниже 1.0.114
Цифровой идентификатор ПО
-
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики_____
Наименование характеристики
Значение (для датчика тока FOS)
Значение (для датчика тока FOS-SS)
Максимальное значение измеряемого первичного тока Imax, А
1000
3000
Диапазон преобразований и измерений среднеквадратических значений силы переменного тока, А
от 0,005^ Imax до Imax
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений среднеквадратических значений силы переменного тока, %:
- для диапазона 0,005^ Imax < I < 0,1-1max
- для диапазона 0,1-1max < I < 0,7-1max
- для диапазона 0,7-1max < I < Imax
SV80
SV256
SV80
SV256
±5
±10
±10
±15
±10
±15
±15
±20
±15
±20
±20
±25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений угла фазового сдвига, ... '
±5
Диапазон измерений частоты переменного тока, Гц
от 49 до 51
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты переменного тока, Гц
±0,01
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Частота дискретизации *, Гц: - для SV80
- для SV256
4000
(80 выборок за 20 мс)
12800
(256 выборок на 20 мс)
Параметры электрического питания:
- напряжение постоянного тока, В:
- для исполнений LV, 2LV
- для исполнений HV, 2HV
- напряжение переменного тока частотой 50 Гц для исполнений HV, 2HV, В
от 9 до 58
от 100 до 365
от 90 до 265
Потребляемая мощность, Вт, не более
10
Количество оптических каналов
3
Степень защиты корпуса по ГОСТ 14254-2015
IP20
Рабочие условия измерений:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность воздуха при температуре +30 °С с конденсацией влаги, %
- атмосферное давление, кПа
от -40 до +70
от 10 до 95 от 84 до 106
Габаритные размеры измерительного блока (длинахширинахвысота), мм, не более
117х90х99
Масса, кг, не более
1
Средний срок службы, лет
30
Средняя наработка на отказ, ч
160000
* Дополнительно в трансформаторе реализована возможность выдачи SV-потоков со следующими частотами дискретизации: 1200 Гц (24 выборки за 20 мс), 2400 Гц (48 выборок за 20 мс), 4800 Гц (96 выборок за 20 мс), 14400 Гц (288 выборок за 20 мс).
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку методом механического нанесения или трафаретной печати и на титульный лист формуляра типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформатор тока TOPAZ OCTU в составе: - измерительный блок
- датчик тока FOS или FOS-SS
-
1 шт.
-
1 шт.
-
3 шт.
Паспорт
ПЛСТ.671236.001 ПС
1 экз.
Руководство по эксплуатации
ПЛСТ.671236.001 РЭ
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Описание и работа» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
[category] => Трансформаторы
[brand] => ООО "ПиЭлСи Технолоджи", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 8 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83949-21
[name] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
[model] => РГС-20
[brand_full] => А/О СВЛ-СЯЙЛИЕТ, Финляндия
[preview_text] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-20 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-20
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83949-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83949-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83949-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83949-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83949-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83949-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-20 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуаров - стальные горизонтальные цилиндрические, номинальной вместимостью 20 м3.
Принцип действия резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-20 основан на заполнении их нефтью и нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-20 представляют собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами. По наружной поверхности резервуары теплоизолированы слоем минеральной ваты и покрыты
оцинкованным листом.
Резервуары оборудованы смотровой площадкой с лестницей и ограждениями
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные устройства.
Заводские номера наносятся аэрографическим способом на стенку резервуара (рисунки 1, 2).
Резервуары РГС-20 с заводскими номерами 1, 2 расположены по адресу: Курганская область, Варгашинский район, р.п. Варгаши, НПС «Варгаши», Курганское НУ АО «Транснефть - Урал».
Общий вид резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-20 представлен на рисунках 1, 2.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид резервуара РГС-20 с заводским номером 1
Рисунок 2 - Общий вид резервуара РГС-20 с заводским номером 2
Пломбирование резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-20 не предусмотрено.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
20
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %
±0,25
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
30
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-20
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => А/О "СВЛ-СЯЙЛИЕТ", Финляндия
[country] => ФИНЛЯНДИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 1, 2
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83950-21
[name] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
[model] => РГС-40
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Курганский завод химического машиностроения" (ООО "Курганхиммаш"), г. Курган
[preview_text] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-40 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска. Описание средства измерений
[page_header] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-40
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83950-21-0001.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83950-21-0000.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83950-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83950-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83950-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83950-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83950-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-40 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуаров - стальные горизонтальные цилиндрические, номинальной вместимостью 40 м3 подземного расположения.
Принцип действия резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-40 основан на заполнении их нефтью и нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-40 представляют собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами.
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.
Заводские номера резервуаров наносятся на маркировочные таблички резервуаров (рисунок 1).
Резервуары РГС-40 с заводскими номерами 52, 53 расположены по адресу: Курганская область, Юргамышский район, п. Новый Мир, ЛПДС «Юргамыш», Курганское НУ АО «Транснефть - Урал».
Общий вид резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-40 представлен на рисунках 2, 3.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Места нанесения заводских номеров
Рисунок 2 - Общий вид резервуаров РГС-40
Рисунок 3 - Общий вид эскиза резервуаров РГС-40
Пломбирование резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-40 не предусмотрено.
Программное обеспечение отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
40
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %
±0,25
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
50
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-40
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в пункте 8 паспорта на резервуар
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ООО "Курганский завод химического машиностроения" (Курганхиммаш), г.Курган
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 52, 53
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83948-21
[name] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
[model] => РВС
[brand_full] => Акционерное общество "Самаранефтегаз" (АО "Самаранефтегаз"), г. Самара
[preview_text] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС (далее - резервуары) предназначены для измерения объема при приеме, хранении и отпуске нефти и нефтепродуктов.
[page_header] => Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83948-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83948-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83948-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83948-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83948-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83948-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83948-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС (далее - резервуары) предназначены для измерения объема при приеме, хранении и отпуске нефти и нефтепродуктов.
Описание
Резервуары изготовлены в следующих модификациях: РВС-2000, РВС-3000,
РВС-5000 и представляют собой стальные сосуды с днищем и крышей, оборудованные приемо-раздаточными патрубками и технологическими люками.
Заполнение и опорожнение резервуаров осуществляется через приемо-раздаточные патрубки.
Заводской номер резервуара наносится аэрографическим способом на цилиндрическую стенку резервуара и типографским способом в паспорт.
Резервуары расположены:
Самарская обл., Красноярский район, АО «Самаранефтегаз»,
УПСВ «Северо-Каменская» (РВС-2000 заводской № 5);
Самарская обл., Волжский район, АО «Самаранефтегаз», УПСВ «Горбатовская» ЦППН-6 (РВС-3000 заводской № 2);
Самарская обл., Сергиевский район, 35 км восточнее районного центра г. Сергиевск, АО «Самаранефтегаз», УПСВ «Козловская» ЦППН-1 (РВС-3000 заводской № 4);
Самарская обл., г. Отрадный, АО «Самаранефтегаз», КНС-6 УКПН-1 ЦППД2 (РВС-5000 заводской № 32);
Самарская обл., г. Отрадный, АО «Самаранефтегаз», УКПН-2 ЦППН-3 (РВС-5000 заводской № 29).
Общий вид резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС представлены на рисунке 1-3.
Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВС-2000
Рисунок 2 - Общий вид резервуаров РВС-3000
Рисунок 2 - Общий вид резервуаров РВС-5000
Пломбирование резервуаров не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и градуировочную таблицу.
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
РВС-2000
РВС-3000
РВС-5000
Номинальная вместимость, м3
2000
3000
5000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуара, %
±0,20
±0,20
±0,10
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Средний срок службы, лет
30
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, оС
- атмосферное давление, кПа
от -50 до +50 от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический
РВС-2000
1 шт.
(РВС-3000, РВС-5000)
Паспорт
-
1 экз.
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в пункте 7 паспорта.
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 г. № 256 об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => АО "Самаранефтегаз", г. Самара
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => РВС-2000 зав.№ 5; РВС-3000 зав.№№ 2, 4; РВС-5000 зав.№№ 29, 32
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Автоцистерна
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83946-21
[name] => Автоцистерна
[model] => АКН 4672С7
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Торговая компания "Трансмастер" (ООО "ТК "Трансмастер"), Челябинская обл., г. Миасс
[preview_text] => Автоцистерна АКН 4672С7 (далее - АЦ) предназначена для измерения объема нефтепродуктов.
[page_header] => Автоцистерна АКН 4672С7
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83946-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83946-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83946-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83946-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83946-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Автоцистерна АКН 4672С7 (далее - АЦ) предназначена для измерения объема нефтепродуктов.
Описание
Принцип работы АЦ основан на заполнении ее нефтепродуктом до указателя уровня, соответствующего определенному объему нефтепродукта. Слив нефтепродукта осуществляется самотеком или с помощью насоса.
АЦ представляет собой сварную цистерну с круглым поперечным сечением. Внутри цистерны установлены волнорезы.
Технологическое оборудование предназначено для выполнения операций налива-слива нефтепродуктов и включает в себя:
- горловину с указателем уровня, люком и дыхательным клапаном;
- сливной патрубок оборудованный задвижкой.
На боковых сторонах и сзади АЦ имеет надпись «ОГНЕОПАСНО», знак ограничения скорости и знаки с информационными табличками для обозначения транспортного средства, перевозящего опасный груз. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, маркировочную табличку и заклепку крепящую указатель уровня налива. Действительное значение вместимости автоцистерны указывается на табличке, закрепленной на бортике возле горловины. Запорные механизмы крышки заливных горловин и сливных патрубков автоцистерны подлежат пломбировке. Заводской номер указан на информационной табличке и в паспорте.
На рисунке 1 представлен общий вид АЦ.
Рисунок 1 - Общий вид АЦ с заводским номером 038
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, дм3
10000
Пределы допускаемой относительной погрешности ТМ, %
± 0,4
Разность между номинальной и действительной вместимостью ТМ, %, не более
± 2,0
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
- температуры окружающего воздуха, °С
- атмосферное давление, кПа
от -50 до +50 от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится информационную табличку фотохимическим способом и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Автоцистерна
АКН 4672С7
1
Паспорт
1
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в разделе 8 паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 «Об утверждении Государственной
поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
[category] => Цистерны
[brand] => ООО "Торговый дом "Трансмастер", г.Миасс
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 038
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Приволга" по объекту НПС "Красноармейская-1"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83944-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Приволга" по объекту НПС "Красноармейская-1"
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "Транснефть-Приволга" (АО "Транснефть-Приволга"), г. Самара
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объекту НПС «Красноармейская-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Приволга" по объекту НПС "Красноармейская-1"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83944-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83944-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83944-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83944-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объекту НПС «Красноармейская-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (УСПД), с встроенным ГЛОНАСС/GPS-приемников и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (УССВ) и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных счетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера БД. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть». Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭМ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и другим заинтересованным организациям, передаются в виде xml-файлов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г (Рег. № 39485-08), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно
обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛОНАСС/GPS-модуля, встроенного в УСПД. В случае неисправности ГЛОНАСС/GPS-модуля имеется возможность коррекции внутренних часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО
CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД/ УССВ/ Сервер
Основная погрешность, %
Погрешность в рабочих условиях, %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
НПС «Красноармейская-1», ЗРУ-6кВ, Ввод №1, яч. №5
ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 51623-12
НАЛИ-СЭЩ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 51621-12
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-19/ ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant
активная
реактивная
±1,0
±2,6
±3,0
±4,8
2
НПС «Красноармейская-1», ЗРУ-6кВ, Ввод №2, яч. №6
ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 51623-12
НАЛИ-СЭЩ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 51621-12
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17
активная
реактивная
±1,0
±2,6
±3,0
±4,8
Продолжение таблицы 2
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
±5
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд 1=0,02 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 2 от 0 до плюс 40 °C.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
5 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
6 Допускается замены сервера БД АИИС КУЭ без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
2
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
от 99 до 101
- ток, % От Ihom
от 100 до 120
- частота, Гц
от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9
0,9
- температура окружающей среды, ОС
от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
от 90 до 110
- ток, % От Ihom
от 2 до 120
- коэффициент мощности
от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц
от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС
от -50 до +45
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС
от -40 до +65
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС
от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
75000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
114
- при отключении питания, лет, не менее
45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее
45
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее
10
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Т ип/Обозначение
Количество, шт./Экз.
Трансформатор тока
ТОЛ-СЭЩ
6
Трансформатор напряжения
НАЛИ-СЭЩ
2
Счётчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.ОЗМ
2
Устройство сбора и передачи данных
эком-зооо
1
Устройство синхронизации времени
ССВ-1Г
2
Сервер
HP ProLiant
2
Программное обеспечение
ПК «Энергосфера»
1
Методика поверки
МП 067-2021
1
Паспорт-Формуляр
ТПК-461/01-04-
01.05/2.ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объекту НПС «Красноармейская-1», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => АО "Транснефть - Приволга", г.Самара
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 263.1
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система контрольно-измерительная
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83947-21
[name] => Система контрольно-измерительная
[model] => Laser QC Expert
[brand_full] => "Virtek Vision International Inc.", Канада
[preview_text] => Система контрольно-измерительная Laser QC Expert (далее - система) предназначена для измерений линейных размеров плоских и фасонных деталей.
[page_header] => Система контрольно-измерительная Laser QC Expert
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83947-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83947-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83947-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83947-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83947-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система контрольно-измерительная Laser QC Expert (далее - система) предназначена для измерений линейных размеров плоских и фасонных деталей.
Описание
Принцип действия системы основан на лазерном сканировании измеряемой поверхности детали.
Система состоит из лазерного проектора, рамы для его крепления, стола сканирования и блока управления. Проектор включает лазерный диод, два зеркала для поворота лазерного луча. Стол сканирования имеет стеклянное прозрачное основание. Для получения изображения измеряемой детали, проектор излучает луч, который отражается от двух зеркал. Лазерный луч направляют на измеряемую поверхность детали, часть его проходит через стекло и отражается от световозвращающего материала внутри корпуса стола. Отраженный луч возвращается вверх через прозрачное основание, отражается от зеркал и попадает на датчик, который интерпретирует интенсивность луча и преобразует ее в цифровое изображение.
Пломбирование корпуса систем от несанкционированного доступа не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
К системе данного типа относится система контрольно-измерительная Laser QC Expert с заводским номером Е1804020.
Общий вид системы показан на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид системы
Программное обеспечение
Система оснащена программным обеспечением (ПО) «LaserQC».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО системы
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
LaserQC
Номер версии (идентификационный номер) ПО
v.6.3.2.0 и выше
Цифровой идентификатор ПО
-
Программное обеспечение и его окружение являются неизменными, средства для программирования или изменения метрологически значимых функций отсутствуют.
Уровень защиты программного обеспечения оценивается как «средний» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики системы представлены в таблицах 2 - 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
Характеристика
Значение
Диапазон измерений, мм - По оси X - По оси Y
от 0 до 2440 от 0 до 1220
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений линейных
размеров*, мм
±0,5
Примечание: * - при температуре окружающего воздуха от плюс 16 до плюс 26 °С и относительной влажности воздуха не более 80 %
Таблица 3 - Технические характеристики системы
Характеристика
Значение
Максимальная толщина измеряемых деталей, мм, не более
200
Максимальная масса измеряемых деталей, кг, не более
200
Класс лазера по ГОСТ 31581-2012
ЗА
Мощность, не более, мВт
4,5
Габаритные размеры системы, мм, не более
-длина
2870
-ширина
2057
-высота
2612
Таблица 4 - Условия эксплуатации системы
Наименование характеристики
Значение
Температура окружающей среды, °С
от +1 до +38
Относительная влажность воздуха, %, без конденсата, не более
90
Знак утверждения типа
наносится на руководство по эксплуатации системы контрольно-измерительной Laser QC Expert типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средств измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система контрольно-измерительная
Laser QC Expert
1 шт.
Руководство по эксплуатации
1 экз.
Методика поверки
МП 203-18-2021
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Сканирование деталей» документа «Virtek LaserQC. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
Техническая документация изготовителя.
[category] =>
[brand] => "Virtek Vision International Inc.", Канада
[country] => КАНАДА
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => E1804020
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Полуприцеп-цистерна для жидких нефтепродуктов
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83945-21
[name] => Полуприцеп-цистерна для жидких нефтепродуктов
[model] => ALI RIZA USTA
[brand_full] => Фирма "ALI RIZA USTA TANKER SAN. VE TIC. LTD. STI", Турецкая Республика
[preview_text] => Полуприцеп-цистерна для жидких нефтепродуктов ALI RIZA USTA (далее - ТМ), является транспортной мерой полной вместимости, предназначенной для временного хранения, транспортировки и измерения объема нефтепродуктов.
[page_header] => Полуприцеп-цистерна для жидких нефтепродуктов ALI RIZA USTA
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83945-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83945-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83945-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83945-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83945-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83945-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83945-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Полуприцеп-цистерна для жидких нефтепродуктов ALI RIZA USTA (далее - ТМ), является транспортной мерой полной вместимости, предназначенной для временного хранения, транспортировки и измерения объема нефтепродуктов.
Описание
Принцип действия ТМ основан на заполнении нефтепродуктом до указателя уровня налива, соответствующего определенному объему нефтепродукта. Заполнение ТМ осуществляется через заливной люк. Слив нефтепродукта происходит с помощью насоса или самотеком.
Конструкция ТМ представляет собой стальную трехсекционную цистерну, в поперечном сечении имеющую круглую форму.
Корпус цистерны состоит из обечайки, двух круглых днищ, ограничивающих цистерну с торцов, и перегородок, разделяющих цистерну на пять изолированных секций. Внутри изолированных секций имеются перегородки-волнорезы с отверстиями-лазами.
В верхней части каждой секции приварена цилиндрическая горловина. Отверстия горловин закрыты крышками, которые крепятся с помощью болтов, гаек и шайб.
К внутренней стенке обечайки цилиндрической горловины приварен мерный угольник, указывающий максимальный уровень налива и предназначенный для визуального контроля наполнения секции до максимального объема.
ТМ окрашена в оранжевый цвет, на боковых поверхностях и сзади имеются надписи «Огнеопасно» и знак информационной таблички для обозначения транспортного средства, перевозящего опасный груз.
Общий вид ТМ, показан на рисунке 1. Места пломбировки от несанкционированного доступа представлены на рисунке 2 и 3.
Рисунок 1 - Общий вид полуприцепа-цистерны для жидких нефтепродуктов
ALI RIZA USTA
Место пломбирования
Рисунок 2 - Пломбировка трубопровода
Рисунок 3 - Запорный механизм крышки заливной горловины
слива-налива
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Заводской номер
NP9A3TYSTEH042038
Номинальная вместимость секций, дм3
Секция 1
Секция 2
Секция 3
11500
11500
12000
Полная вместимость, дм3
35000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %
±0,4
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Заводской номер
NP9A3TYSTEH042038
Количество секций в цистерне, шт.
3
Разрешенная максимальная масса, кг, не более
35000
Назначенный срок службы, лет
10
Полный срок службы (до списания), лет
25
Рабочие условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С
- атмосферное давление, кПа
- относительная влажность, не более, %
от -45 до +45 от 84,0 до 106,7 98
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта печатным способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Автоцистерна для жидких нефтепродуктов
ALI RIZA USTA
1 шт.
Паспорт
1 экз.
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в пункте 14 паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 07 февраля 2018 года «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерения массы и объема жидкости в поток, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости.
[category] =>
[brand] => Фирма "ALI RIZA USTA TANKER SAN. VE TIC. Ltd. STI", Турция
[country] => ТУРЦИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => NP9A3TYSTEH042038
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 4
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 4
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Модули
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83943-21
[name] => Модули
[model] => ЕМ1016
[brand_full] => Акционерное общество "Научно-исследовательский институт "Элпа" с опытным производством" (АО "НИИ "Элпа"), г. Москва, г. Зеленоград; Общество с ограниченной ответственностью "Эден" (ООО "Эден"), г. Москва, г. Зеленоград
[preview_text] => Модули ЕМ1016 (далее - модули) предназначены для измерений частотноимпульсных сигналов (частоты и количества импульсов), поступающих от подключенных средств измерений (измерительных компонент) и преобразования в значения физических величин с последующей обработкой и передачей во внешние системы, а также модули осуществляют измерения времени.
[page_header] => Модули ЕМ1016
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83943-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83943-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83943-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83943-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83943-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83943-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Модули ЕМ1016 (далее - модули) предназначены для измерений частотноимпульсных сигналов (частоты и количества импульсов), поступающих от подключенных средств измерений (измерительных компонент) и преобразования в значения физических величин с последующей обработкой и передачей во внешние системы, а также модули осуществляют измерения времени.
Описание
Модули конструктивно выполнены в корпусах для навесного или настенного монтажа и представляют собой программируемые микропроцессорные устройства, каждое из которых имеет в своём составе:
- микропроцессорный контроллер, предназначенный для организации и управления сбором по частотно-импульсным входам, преобразованием, хранением и передачей во внешние информационные системы информации от средств измерений (СИ) объёмного расхода (объёма), массового расхода (массы) жидкостей и газов, электрической энергии, тепловой энергии и других СИ с частотно-импульсными выходными сигналами;
- запоминающие устройства, предназначенные для хранения программного обеспечения функционирования модуля, а также настроек модуля и информации, полученной от микропроцессорного контроллера;
- энергонезависимые часы, предназначенные для измерений времени;
- цифровой интерфейс связи, предназначенный для подключения компьютера (ЭВМ) или проводной передачи информации во внешние информационные системы;
- радиомодуль, предназначенный для безпроводной передачи информации во внешние информационные системы.
Модули имеют 4 исполнения, отличающиеся количеством подключаемых к модулю СИ (от 1 до 4).
Структурная схема обозначения модулей в других документах и при заказе:
«Модуль EM1016 исп. 1 ЖКГД.433643.007ТУ»;
Общий вид модулей представлен на рисунке 1.
Серийные номера модулей состоят из арабских цифр нарастающим итогом по системе нумерации предприятия-изготовителя, нанесены на корпус модуля с помощью трафаретной печати. Место расположения серийного номера модуля приведено на рисунке 2.
Нанесение знака утверждения типа средства измерений на корпус модуля не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид модуля
Схема пломбировки модулей от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунке 2.
Рисунок 2 - Схема пломбировки модуля от несанкционированного доступа. Место расположения серийного номера и знака поверки модуля
Программное обеспечение
Модули имеют встроенное программное обеспечение (ПО), которое устанавливается (прошивается) в микропроцессоры при изготовлении. ПО предназначено для сбора, обработки, преобразования, хранения и передачи во внешние информационные системы результатов измерений.
Нормирование метрологических характеристик модулей проведено с учетом влияния ПО.
Конструкция модулей исключает возможность несанкционированного влияния на ПО СИ и измерительную информацию. В процессе эксплуатации ПО не может быть изменено, так как пользователь не имеет к нему доступа. Уровень защиты ПО и измерительной информации от преднамеренных и непреднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Встроенное ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже
1016.115.1.4
Цифровой идентификатор ПО
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики
Пределы допускаемой погрешности измерений количества импульсов (электрических сигналов с дискретным изменением параметров) и преобразований в значение физической величины, % на
10000 импульсов
±0,01
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
интервала времени за сутки, с
±5
Таблица 3 - Технические характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики
1
2
Количество подключаемых к модулю измерительных компонент в
зависимости от исполнения, шт:
- исполнение 1
1
- исполнение 2
2
- исполнение 3
3
- исполнение 4
4
Источник и напряжение электропитания, В
3,6
Ток, потребляемый от источника питания, А, не более
0,02
Количество радиоканалов для беспроводного подключения к внешним информационным сетям, шт
1
Продолжение таблицы 3
1
2
Интерфейс для передачи данных по радиоканалу
FSK
Рабочий диапазон частот радиоканала, МГц
от 868,7 до 869,2
Мощность радиопередатчика, мВт
25
Рабочие условия эксплуатации модуля:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность при температуре 40 °С, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от -20 до +60 93±3 от 66,0 до 106,7
Исполнение модулей по ГОСТ 52931-2008
обыкновенное
Габаритные размеры (Д х Ш х В), мм, не более:
145 х 66 х 40
Масса, кг, не более
0,4
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
70000
Средний срок службы, лет, не менее
20
Знак утверждения типа
наносится на титульном листе паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность
Наименование
Обозначение
Количество
Модуль*
ЕМ1016
1 шт.
Модуль ЕМ1016. Паспорт
-
1 экз.
Методика поверки
МЦКЛ.0299.МП
1 экз.
RF терминал**
ЕМ3011
**
Устройство связи**
ПР.9708
**
Программа для ЭВМ**
Walk-by
**
* - Исполнение модуля определяется заказом
* * - По заказу
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе «Модуль ЕМ1016. Паспорт» в разделе 11.
Нормативные документы
Государственная поверочная схема для средств измерений времени и частоты, утверждена приказом Росстандарта от 31.07.2018 № 1621
ЖКГД.433643.007ТУ Модули ЕМ1016. Технические условия
[category] =>
[brand] => ОАО "ЭЛПА", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "АВТОВАЗ" (расширение периметра)
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83942-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "АВТОВАЗ" (расширение периметра)
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ" (ООО "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «АВТОВАЗ» (расширение периметра) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "АВТОВАЗ" (расширение периметра)
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83942-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83942-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83942-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83942-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «АВТОВАЗ» (расширение периметра) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) Dell PowerEdge R430, устройство синхронизации времени УСВ-2 (УСВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. ИВК АИИС КУЭ с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК и ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-2, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.
ИВК АИИС КУЭ, периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-2 и при расхождении ±1 с и более, ИВК АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-2.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени ИВК осуществляется во время сеанса связи со счетчиком. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени ИВК равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика электрической энергии, ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование модуля ПО
ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО
12.1
Цифровой идентификатор модуля ПО
3E736B7F38O863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО
MD5
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК
Наименование измерительного канала
Состав измерительного канала
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
ИВК
1
2
3
4
5
6
1
ГПП-1 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 11
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
УСВ-2, рег. № 41681-10 / Dell PowerEdge R430
2
ГПП-1 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 16
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
3
ГПП-1 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1
ТК-20 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1407-60
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
4
ГПП-1 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 40
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
5
ГПП-1 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 41
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
6
ГПП-1 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2
ТК-20 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1407-60
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
7
ГПП-1 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 72
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
8
ГПП-1 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 73
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
9
ГПП-1 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-3
ТК-20 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1407-60
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
1
2
3
4
5
6
10
ГПП-2 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 11
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
УСВ-2, рег. № 41681-10 / Dell PowerEdge R430
11
ГПП-2 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 16
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
12
ГПП-2 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1
ТК-20 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1407-60
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
13
ГПП-2 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 40
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
14
ГПП-2 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 41
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
15
ГПП-2 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2
ТК-20 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1407-60
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
16
ГПП-2 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 72
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
17
ГПП-2 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 73
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
18
ГПП-2 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-3
ТК-20 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1407-60
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
19
ГПП-3 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 11
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
1
2
3
4
5
6
20
ГПП-3 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 16
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
УСВ-2, рег. № 41681-10 / Dell PowerEdge R430
21
ГПП-3 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1
ТК-20 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1407-60
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
22
ГПП-3 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 40
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
23
ГПП-3 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 41
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
24
ГПП-3 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2
ТК-20 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1407-60
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
25
ГПП-3 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 72
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
26
ГПП-3 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 73
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
27
ГПП-3 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-3
ТК-20 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1407-60
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
28
ГПП-4 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 40
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
29
ГПП-4 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 41
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
1
2
3
4
5
6
30
ГПП-4 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2
ТК-20 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1407-60
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
УСВ-2, рег. № 41681-10 / Dell PowerEdge R430
31
ГПП-4 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 72
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
32
ГПП-4 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 73
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
33
ГПП-4 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-3
ТК-20 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1407-60
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
34
ГПП-6 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 37
ТЛШ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 6811-78
ЗНОЛ.06 10У3 10000:^3/100:^3
КТ 0,5
Рег. № 3344-04
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
35
ГПП-6 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 48
ТЛШ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 6811-78
ЗНОЛ.06 10У3 10000:^3/100:^3
КТ 0,5
Рег. № 3344-04
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
36
ГПП-6 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2
Т-0,66 200/5, КТ 0,5 Рег. № 67928-17
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
37
ГПП-6 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 67
ТЛШ-10У3 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 6811-78
ЗНОЛ.06 10У3 10000:^3/100:^3
КТ 0,5
Рег. № 3344-04
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
38
ГПП-6 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 78
ТЛШ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 6811-78
ЗНОЛ.06 10У3 10000:^3/100:^3
КТ 0,5
Рег. № 3344-04
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
39
ГПП-6 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-3
Т-0,66 У3 200/5, КТ 0,5 Рег. № 15764-96
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
1
2
3
4
5
6
40
ГПП-6 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 5
ТЛШ-10У3 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 6811-78
НАМИТ-10-2УХЛ2 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 18178-99
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
УСВ-2, рег. № 41681-10 / Dell PowerEdge R430
41
ГПП-6 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 16
ТЛШ-10У3 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 6811-78
НАМИТ-10-2УХЛ2 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 18178-99
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
42
ГПП-6 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1
Т-0,66 У3 100/5, КТ 0,5 Рег. № 15764-96
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
43
ГПП-8 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 1
ТПЛ-10К 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 2367-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
44
ГПП-8 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1
ТК-20 150/5, КТ 0,5 Рег. № 1407-60
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
45
ГПП-8 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 29
ТПЛ-10К 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 2367-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
46
ГПП-8 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2
ТК-20 150/5, КТ 0,5 Рег. № 1407-60
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
47
ГПП-8 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 7
ТПЛ-10К 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2367-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
48
ГПП-5 110 кВ, РУ-10 кВ, яч. 9
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60
НТМИ-10 10000/100
КТ 0,5 Рег. № 50058-12
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
49
ГПП-5 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН
ТК-20 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1407-60
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
1
2
3
4
5
6
50
ТП 10 кВ Лада-Фарм, РУ-10 кВ, Ввод Т1
ТШЛ-0,66 5000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
УСВ-2, рег. № 41681-10 / Dell PowerEdge R430
51
ТП 10 кВ Лада-Фарм, РУ-10 кВ, Ввод Т2
ТШЛ-0,66 5000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
52
ГПП-6 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч.
15, КЛ-10 кВ
ТЛК-10 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 9143-06
НАМИТ-10-2УХЛ2 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 18178-99
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
53
ГПП-6 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 87, КЛ-10 кВ
ТЛК-10 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 9143-06
ЗНОЛ.06 10У3 10000:^3/100:^3
КТ 0,5
Рег. № 3344-04
ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
54
ПС 110 кВ ГПП-3 ПАО Тольяттиазот, РУ-6 кВ, яч. № 1, ввод 6 кВ 1Т
ТЛМ-6 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 3848-73
НТМИ-6 6000/100
КТ 0,5 Рег. № 831-53
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
55
ПС 110 кВ ГПП-3 ПАО Тольяттиазот, яч. №13 0,4 кВ, ТСН-1
Т-0,66 200/5, КТ 0,5 Рег. № 67928-17
-
СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
56
ГПП-8 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.11
ТПЛК 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
57
ГПП-8 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.20
ТПЛК 10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
58
ГПП-8 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 8
ТПЛК 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
59
ГПП-8 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 18
ТПЛК 10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
1
2
3
4
5
6
60
ПС 110 кВ ГПП-8, РУ-10 кВ, яч. 6
ТПЛК 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
УСВ-2, рег. № 41681-10 / Dell PowerEdge R430
61
ПС 110 кВ ГПП-8, РУ-10 кВ, яч. 10
ТПЛК 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
62
ПС 110 кВ ГПП-8, РУ-10 кВ, яч. 9
ТПЛК 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
63
ПС 110 кВ ГПП-8, РУ-10 кВ, яч. 12
ТПЛК 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
64
ГПП-8 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 5
ТПЛК 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
65
ПС 110 кВ ГПП-8, РУ-10 кВ, яч. 14
ТПЛК 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
66
ГПП-8 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 32
ТПЛК 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
67
ПС 110 кВ ГПП-8, РУ-10 кВ, яч. 22
ТПЛК 10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
68
ПС 110 кВ ГПП-8, РУ-10 кВ, яч. 23
ТПЛК 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
69
ПС 110 кВ ГПП-8, РУ-10 кВ, яч. 26
ТПЛК 10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
1
2
3
4
5
6
70
ПС 110 кВ ГПП-8, РУ-10 кВ, яч. 28
ТПЛК 10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
УСВ-2, рег. № 41681-10 / Dell PowerEdge R430
71
ПС 110 кВ ГПП-8, РУ-10 кВ, яч. 27
ТПЛК 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
72
ТП-505 10 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ на РП-1
ТШП-0,66 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
73
ТП-505 10 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ на РП-2
ТШП-0,66 500/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
74
СБ-2 0,4 кВ ООО ТЛТ ПРОФ, ввод 0,4 кВ
ТТИ-40 300/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-07
-
Меркурий 234 ARTM-03 PB.G КТ 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
75
СБ-3 0,4 кВ ООО ТЛТ ПРОФ, ввод 0,4 кВ
ТТЭ-40 300/5, КТ 0,5 Рег. № 67761-17
-
CE 303 S31 543-JAVZ
КТ 0,5S/0,5 Рег. № 33446-08
76
ТП-406 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ
ТШЛ-0,66 2000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
77
ТП-406 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ
ТШЛ-0,66 2000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
78
РП-6 10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 16
ТПЛ-10К 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2367-68
ЗНОЛ.06 10000:^3/100:^3
КТ 0,5 Рег. № 3344-04
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
79
КТП-36 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, основной ввод 0,4 кВ
ТШП-0,66 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
1
2
3
4
5
6
80
ГПП-8 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 16
ТПЛК 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
УСВ-2, рег. № 41681-10 / Dell PowerEdge R430
81
ГПП-8 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. 24
ТПЛК 10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2306-68
ЗНОЛТ-10 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3640-73
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
82
ТП-1 10 кВ, ввод 0,4 кВ 1Т
ТШЛ-0,66 4000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
МИР C-03.05D-EQLBMN-RE-1T-H
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 42459-12
83
ТП-1 10 кВ, ввод 0,4 кВ 2Т
ТШЛ-0,66 4000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
МИР C-03.05D-EQLBMN-RE-1T-H
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 42459-12
84
РП-31 10 кВ, 1 с.ш.10 кВ, яч. 5, КЛ-10 кВ
ТОЛ 10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02
ЗНОЛ.06 10У3 10000:^3/100:^3
КТ 0,5
Рег. № 3344-04
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
85
РП-31 10 кВ, 2 с.ш.10 кВ, яч. 20, КЛ-10 кВ
ТОЛ 10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02
ЗНОЛ.06 10У3 10000:^3/100:^3
КТ 0,5
Рег. № 3344-04
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
86
ТП "УММ" 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1
ТШЛ-0,66 4000/5, КТ 0,5 Рег. № 47957-11
-
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
87
ТП "УММ" 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-2
ТШЛ-0,66 4000/5, КТ 0,5 Рег. № 47957-11
-
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
88
ТП-402 10 кВ, ввод 0,4 кВ 1Т
ТШЛ-0,66 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
1
2
3
4
5
6
89
ТП-402 10 кВ, ввод 0,4 кВ 2Т
ТШЛ-0,66 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
УСВ-2, рег. № 41681-10 / Dell PowerEdge R430
90
ТП №1 6 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1
ТШЛ-0,66 5000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
Меркурий 234 ARTM2-03
PBR.R
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
91
ТП №1 6 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2
ТШЛ-0,66 5000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
Меркурий 234 ARTM2-03
PBR.R
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 75755-19
92
ТП №2 6 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1
TA600 5000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
Меркурий 234 ARTM2-03
PBR.R
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
93
ТП №2 6 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2
TA600 5000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
Меркурий 234 ARTM2-03
PBR.R
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 75755-19
94
ТП №3 6 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1
ТШП-0,66 2000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
Меркурий 234 ARTM2-03
PBR.R
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
95
ТП №3 6 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2
ТШП-0,66 2000/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16
-
Меркурий 234 ARTM2-03
PBR.R
КТ 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК
Вид электрической энергии
Границы основной погрешности ±6, %
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, %
1, 2, 4, 5, 7, 8, 10, 11, 13, 14, 16, 17, 19, 20, 22, 23, 25, 26, 28, 29, 31, 32, 34, 35, 37, 38, 40, 41, 43, 45, 48, 52, 53, 56-71, 78, 80, 81, 84, 85
Активная Реактивная
1,3
2,0
3,2
5,2
3, 6, 9, 12, 15, 18, 21, 24, 27, 30, 33, 36, 39, 42, 44, 46, 49-51, 72-74, 79, 82, 83, 86-95
Активная Реактивная
1,1
1,8
3,1
5,1
47, 54
Активная Реактивная
1,2
1,8
2,9
4,5
55, 76, 77
Активная Реактивная
0,9
1,5
2,8
4,4
75
Активная Реактивная
1,1
1,5
3,1
4,4
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с
5
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35°С
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество измерительных каналов
95
Нормальные условия
параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- частота, Гц
от 98 до 102
от 100 до 120
0,8
от +21 до +25
50
Условия эксплуатации параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности cos9 (sm9)
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +60
1
2
температура окружающей среды для счетчиков, °С
от +5 до + 35
температура окружающей среды для сервера ИВК, °С
от +10 до + 30
атмосферное давление, кПа
от 80,0 до 106,7
относительная влажность, %, не более
98
частота, Гц
от 49,6 до 50,4
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее ПСЧ-4ТМ.05МК
165000
ПСЧ-4ТМ.05М
140000
СЭТ-4ТМ.03М (ГР № 36697-08)
140000
СЭТ-4ТМ.03М (ГР № 36697-12)
165000
Меркурий 230
90000
Меркурий 234, СЕ 303
220000
МИР С-03
290000
УСВ-2:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
35000
Сервер ИВК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации
Счетчики:
СЭТ-4ТМ.03М
-каждого массива профиля при времени интегрирования
30 минут, сут
114
Меркурий 230
- каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 минут, сут
85
Меркурий 234
- каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 минут, сут
170
ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05М
-каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут
113
СЕ 303
- каждого профиля при времени усреднения 30 минут, сут, не менее
70
МИР С-03
-каждого массива профиля при времени интегрирования
30 минут, сут
256
Сервер ИВК:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания ИВК с помощью источника бесперебойного
питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт.
1
2
3
Трансформатор тока
TA600
6
Т-0,66
5
Т-0,66 У3
5
ТК-20
31
ТЛК-10
6
ТЛМ-6
2
ТЛШ-10
6
ТЛШ-10У3
8
ТОЛ 10
4
ТПЛ-10К
10
ТПЛК 10
36
ТПШЛ-10
46
ТТИ-40
3
ТТЭ-40
3
ТШЛ-0,66
36
ТШП-0,66
15
Трансформатор напряжения
ЗНОЛ.06
3
ЗНОЛ.06 10У3
18
ЗНОЛТ-10
72
НАМИТ-10-2УХЛ2
3
НТМИ-10
2
НТМИ-6
2
НАМИТ-10-2УХЛ2
3
НТМИ-10
2
НТМИ-6
2
1
2
3
Счетчик электрической энергии
CE 303 S31 543-JAVZ
1
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
2
Меркурий 234 ARTM-03 PB.G
1
Меркурий 234 ARTM2-03 PBR.R
6
МИР C-O3.O5D-EQLBMN-RE-1T-H
2
ПСЧ-4ТМ.05М.12
32
ПСЧ-4ТМ.05М.16
19
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
22
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
5
СЭТ-4ТМ.03М
2
СЭТ-4ТМ.03М.08
3
Устройство синхронизации времени
УСВ-2
1
Сервер ИВК
Dell PowerEdge R430
1
Документация
Формуляр
ФО 26.51.43/70/21
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «АВТОВАЗ» (расширение периметра). МВИ 26.51.43/70/21, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ЗАО "Энергометрология", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 01
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО "Мосэнерго" в части ТЭЦ-8 и котельных, входящих в состав филиала
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83940-21
[name] => Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО "Мосэнерго" в части ТЭЦ-8 и котельных, входящих в состав филиала
[model] =>
[brand_full] => Публичное акционерное общество энергетики и электрификации "Мосэнерго" (ПАО "Мосэнерго"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-8 и котельных, входящих в состав филиала (далее - АСКУТЭ ТЭЦ-8) предназначена для измерений объемного расхода, объема, массы, температуры, разности температур, давления и количества тепловой энергии, а также времени.
[page_header] => Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО "Мосэнерго" в части ТЭЦ-8 и котельных, входящих в состав филиала
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83940-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83940-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83940-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83940-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83940-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-8 и котельных, входящих в состав филиала (далее - АСКУТЭ ТЭЦ-8) предназначена для измерений объемного расхода, объема, массы, температуры, разности температур, давления и количества тепловой энергии, а также времени.
Описание
Принцип действия АСКУТЭ ТЭЦ-8 основан на измерениях параметров теплоносителя (объемный расход, объем, масса, температура, разность температур, давление) и количества тепловой энергии измерительными компонентами с последующей обработкой измерительной информации вычислительными компонентами.
АСКУТЭ ТЭЦ-8 представляет собой многофункциональную, проектно-компонуемую трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АСКУТЭ ТЭЦ-8 спроектирована для конкретного объекта из компонентов серийного изготовления, принимается как законченное изделие непосредственно на объекте эксплуатации (ИС-2 согласно ГОСТ Р 8.596-2002). АСКУТЭ ТЭЦ-8 осуществляет учет тепловой энергии и параметров теплоносителя на объектах ПАО «Мосэнерго»: ТЭЦ-8, РТС «Коломенская» и РТС «Нагатино». Перечень узлов учета (УУ) приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень УУ
Наименование
№
ТЭЦ-8
№
ТЭЦ-8
1
Магистраль №21
11
Подпиток №2
2
Магистраль №31
12
Подпиток №3
3
Магистраль №32
13
Конденсат от мясокомбината
4
Магистраль №33
14
Холодная вода (Москворецкая)
5
Магистраль №38
15
Аварийный подпиток городской водой
6
Паропровод П-22-1
16
Аварийный подпиток циркуляционной водой
7
Паропровод П-22-2
8
Паропровод П-26
17
Наружный воздух
9
Паропровод АНО «Промышленный Альянс (Мыловар)»
18
Городской водопровод Ввод №1
19
Городской водопровод Ввод №2
10
Подпиток №1
-
-
№
РТС «Коломенская»
№
РТС «Нагатино»
20
Вывод 1
26
Вывод 1
21
Вывод 2
27
Вывод 2
22
Подпиток 1
28
Подпиток
23
Подпиток 2
29
Холодная вода
24
Холодная вода 1
-
-
25
Холодная вода 2
-
-
Нижний уровень включает в свой состав измерительные компоненты (средства измерений утвержденного типа (далее - СИ)), размещенные на УУ, обеспечивающие измерение и передачу полученных данных на средний уровень АСКУТЭ ТЭЦ-8. Перечень СИ, которыми укомплектованы УУ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень СИ
№1
Наименование
Рег. № в ФИФ ОЕИ
Кол-во
1
2
3
4
1
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
- вычислитель УВП-280 модификации УВП-280А.01
- теплосчетчик ВИС.Т3 исполнение ВС
- комплект термометров сопротивления КТПТР-01
- датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
72830-18 53503-13 67374-17 46156-10 72888-18
1 шт.
1 шт.
2 шт.
2 комп.2
2 шт.
2, 4, 5, 20, 21, 26, 27
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
- вычислитель УВП-280 модификации УВП-280А.01
- расходомер-счетчик ультразвуковой «ВЗЛЕТ МР» (исп. УРСВ-522ц)
- комплект термометров сопротивления КТПТР-01
- датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
72830-18 53503-13 28363-14 46156-10 72888-18
1 шт.
1 шт.
2 шт.
2 комп.2
2 шт.
3
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
- вычислитель УВП-280 модификации УВП-280Б.01
- расходомер-счетчик ультразвуковой «ВЗЛЕТ МР» (исп. УРСВ-522ц)
- комплект термометров сопротивления КТПТР-01
- датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
72830-18 53503-13 28363-14 46156-10 72888-18
1 шт.
1 шт.
2 шт.
2 комп.2
2 шт.
6, 7, 9
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
- вычислитель УВП-280 модификации УВП-280А.01
- диафрагма ДБС-1,6-...-Б-ГОСТ 8.586.2-2005
- преобразователь давления измерительный АИР-20/М2
- термометр сопротивления из платины технический ТПТ-14
72830-18 53503-13
-63044-16 46155-10
1
1
1
3
1
шт.
шт.
шт.
_ 3 шт. шт.
8
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
- вычислитель УВП-280 модификации УВП-280А.01
- преобразователь расхода вихревой «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ200)»
- термометр сопротивления из платины технический ТПТ-14
- датчик давления ЭМИС-БАР 123Н
72830-18 53503-13 42775-14 46155-10 72888-18
1
1
1
1
1
шт.
шт.
шт.
шт.
шт.
1
2
3
4
10, 11,
12, 13,
22, 23,
28
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
- вычислитель УВП-280 модификации УВП-280А.01
- теплосчетчик ВИС.Т3 исполнение ВС
- термометр сопротивления из платины технический ТПТ-14
- датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
72830-18 53503-13 67374-17 46155-10 72888-18
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
14
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
- вычислитель УВП-280 модификации УВП-280А.01
- термометр сопротивления из платины технический ТПТ-14
- датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
72830-18 53503-13 46155-10 72888-18
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
15
Тепловычислитель ВЗЛЕТ ТСРВ исполнение ТСРВ-027
Расходомер-счетчик ультразвуковой «ВЗЛЕТ МР» (исп. УРСВ-542ц)
Датчик давления Метран-100-ДИ
Комплект термометров сопротивления КТПТР-015
27010-09 28363-04 22235-01 46156-10
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
16
Тепловычислитель ВЗЛЕТ ТСРВ исполнение ТСРВ-027
Расходомер-счетчик ультразвуковой «ВЗЛЕТ МР» (исп. УРСВ-542ц)
Датчик давления Метран-100-ДИ
Термометр (термопреобразователь) платиновый технический ТПТ-14
27010-09 28363-04 22235-01 14640-05
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
17
Вычислитель УВП-280 модификации УВП-280А. 01
Термопреобразователь медный технический ТМТ исп. ТМТ-4-2 Датчик давления Метран-100-ДА
53503-13
15422-06
22235-01
1 шт.
1 шт.
1 шт.
186, 196
Датчик давления Метран-100-ДИ
Комплект термометров сопротивления КТПТР-015
22235-01
14638-05
1 шт.
1 шт.
247, 257, 297
Термометр сопротивления из платины технический ТПТ-14
46155-10
1 шт.
1 Приведена нумерация в соответствии с таблицей 1;
2 Используется два комплекта термометров сопротивления КТПТР-01, датчики температуры из первого комплекта установлены на прямом и обратном трубопроводе магистрали непосредственно рядом с расходомерами-счетчиками ультразвуковыми «ВЗЛЕТ МР», датчики из второго комплекта вынесены к границе балансовой принадлежности;
3 Используется два преобразователя давления измерительных АИР-20/М2 модификации АИР-20/М2-Н-ДД для измерения дифференциального давления и один модификации АИР-20/М2-Н-ДА для измерения абсолютного давления;
4 Вид исполнения ТПТ-1-3;
5 Используется один термометр сопротивления из комплекта;
6 Данные УУ для подключения датчиков давления Метран-100-ДИ и термометров сопротивления из платины используют УВП-280 из состава УУ17;
7 Данные УУ для подключения термометров сопротивления из платины технических ТПТ-1-3 используют УВП-280 из состава другого УУ, соответственно: УУ 24 подключается через УВП-280 из состава УУ 22; УУ 25 подключается через УВП-280 из состава УУ 23; УУ 29 подключается через УВП-280 из состава УУ 28.
Средний уровень: связующие компоненты - устройства сбора и передачи данных (УСПД), вычислительная компонента - сервер измерительно-вычислительного комплекса (сервер ИВК), коммутационное оборудование и каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Верхний уровень состоит из сервера коммерческого учета (СКУ), установленного в центре обработки данных (ЦОД) ПАО «Мосэнерго», автоматизированных рабочих мест (АРМ) и вспомогательного оборудования.
Структурная схема АСКУТЭ ТЭЦ-8 приведена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Структурная схема АСКУТЭ ТЭЦ-8
АСКУТЭ ТЭЦ-8 оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ осуществляет привязку результатов измерений к меткам времени в шкале единого системного времени. СОЕВ формируется на всех уровнях АСКУТЭ ТЭЦ-8, где используются средства измерений и вычислений, подразумевающих синхронизацию времени от источника сигналов единого времени. УСПД подключены к серверам синхронизации времени типа ССВ-1Г (рег. № 39485-08), которые непрерывно обрабатывают данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковых навигационных систем. Безусловная синхронизация времени осуществляется по протоколу NTP сервером синхронизации времени ССВ-1Г и УСПД. Синхронизация часов теплосчетчиков выполняется при каждом чтении данных (не реже одного раза в час) при расхождении показаний часов на величину более чем ±2 секунды. Функцию корректировки часов теплосчетчиков выполняет УСПД.
Допускается замена СИ из состава АСКУТЭ ТЭЦ-8 на аналогичные утвержденного типа, допущенные к применению в установленном порядке, метрологические характеристики которых обеспечивают метрологические и технические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-8, приведенные в таблицах 5 - 8. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АСКУТЭ ТЭЦ-8 как их неотъемлемая часть.
АСКУТЭ ТЭЦ-8 позволяет по цифровым интерфейсам опрашивать теплосчетчики установленные у сторонних организаций, при этом метрологические характеристики данных измерительных каналов не нормируются.
АСКУТЭ ТЭЦ-8 выполняет следующие функции:
- измерение количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии, используемых для формирования данных коммерческого учета;
- ведение единого времени при выполнении измерений количества тепловой энергии и параметров теплоносителя;
- периодический (часовые, суточные, месячные значения) сбор результатов измерений тепловой энергии и параметров теплоносителя;
- дистанционный сбор архивных данных, мгновенных значений (по запросу) со СИ нижнего уровня;
- хранение и ведение базы данных параметров теплоносителей;
- обеспечение доступа операторов к текущей и архивной информации в виде таблиц, графиков, ведомостей, отчетов, отображаемых на экране и выводимых на печать;
- информационное взаимодействие с внешними и смежными системами;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне.
Пломбирование СИ нижнего уровня, а также связующих и вычислительных компонентов среднего и верхнего уровней АСКУТЭ ТЭЦ-8, проводится в соответствии с конструкторской, технической и эксплуатационной документацией на них. Нанесение знака поверки на АСКУТЭ ТЭЦ-8 не предусмотрено. Заводской номер АСКУТЭ ТЭЦ-8 указан в формуляре.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) АСКУТЭ ТЭЦ-8 включает в свой состав:
- ПО нижнего уровня (НУ), данное ПО установлено в СИ, применяемых в составе АСКУТЭ ТЭЦ-8, идентификационные данные ПО НУ в соответствии с описаниями типа на данные СИ;
- ПО среднего уровня (СУ), идентификационные данные ПО СУ в соответствии с таблицей 3. ПО СУ устанавливается на сервер измерительно-вычислительного комплекса АСКУТЭ ТЭЦ-8 и реализует следующие функции:
- сбор измерительной информации с НУ;
- вычисление средневзвешенной энтальпии теплоносителя в обратных трубопроводах главных магистралей ТЭЦ-8;
- вычисление тепловой энергии в соответствии с заложенными алгоритмами;
- вычисление объема подпиточной воды;
- обеспечение работоспособности СОЕВ;
- передача измерительной информации на верхний уровень.
- ПО верхнего уровня (ВУ), идентификационные данные ПО ВУ в соответствии с таблицей 4. ПО ВУ устанавливается на сервер коммерческого учета АСКУТЭ ТЭЦ-8 размещенный в центре обработки данных (ЦОД) ПАО «Мосэнерго» и реализует следующие функции:
- сбор, хранение и обработка первичных (немодифицированных) данных об отпуске тепловой энергии и параметрах теплоносителя, полученных с нижнего и среднего уровней;
- вычисление суммарной тепловой энергии;
- формирование замещающих значений (досчетов) посредством алгоритмов, учитывающих определение количества тепловой энергии и теплоносителя при работе СИ НУ в нештатных режимах;
- формирование итоговых ведомостей, протокола и Акта отпуска тепловой энергии и расхода теплоносителей от объекта генерации;
- накопление и обработка данных в отдельном аналитическом хранилище данных, их анализ и отображение, а также предоставление регламентированной отчетности;
- мониторинг, аудит работоспособности и обработки диагностической информации от компонентов нижнего, среднего и верхнего уровней АСКУТЭ ТЭЦ-8;
- централизованное ведение паспортов по объектам коммерческого учета и справочников, используемых для обеспечения информационной совместимости функциональных подсистем ВУ АСКУТЭ ТЭЦ-8;
- обмен данными с внешними и смежными информационными системами;
- настройка ролей пользователей, администрирования действий пользователей, в соответствии с разработанной и утвержденной ролевой моделью;
- мониторинг (аудит) программных модулей ПО ВУ АСКУТЭ ТЭЦ-8;
- журналирование действий пользователей и работы АСКУТЭ ТЭЦ-8.
Нормирование метрологических характеристик АСКУТЭ ТЭЦ-8 проведено с учетом влияния программного обеспечения.
Конструкция и монтаж оборудования среднего уровня АСКУТЭ ТЭЦ-8 предусматривает полное ограничение доступа к метрологически значимой части ПО СУ и измерительной информации (отсутствие программно-аппаратных интерфейсов связи, наличие механической защиты). Ограничение доступа к метрологически значимой части ПО ВУ и измерительной информации обеспечивается логином и паролем, а также введением журнала событий, при этом доступ к оборудованию размещенному в ЦОД ПАО «Мосэнерго» ограничен механическими средствами защиты и пропускным режимом. Уровень защиты ПО в соответствии с Р 50.2.0772014:
- для ПО НУ - в соответствии с описаниями типа на СИ входящие в состав АСКУТЭ ТЭЦ-8;
- для ПО СУ - «высокий»;
- для ПО ВУ - «высокий».
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО СУ
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Наименование ПО
Теплоэнергоучет. Метролог
Идентификационное наименование ПО
US-ME
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.1.0
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)
E72C3A765F0313287A953BE75B6BE96F
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода
MD5
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО ВУ
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Модуль КУ ВУ АСКУТЭ, Филиал ТЭЦ-8
Номер версии (идентификационный номер) ПО
0.1.698
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)
56a270205bd5e733b913c21e03317806
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода
MD5
Технические характеристики
Таблица 5 - Метрологические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-8 в части ТЭЦ-8
Наименование характеристики
Значения обеспечиваемые применяемыми СИ
Основные режимы ТЭЦ-8
1
2
3
1. Магистраль №21 (DN300)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 8 до 2000 от 8 до 2000
от 50 до 850
от 50 до 850
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,6 до ±1,32 от ±0,6 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,5
от ±0,6 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec, но не более ±6,5
от ±1,73 до ±3,60
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 2,5 от 0 до 1,0
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
2. Магистраль №31 (DN900)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 80,23 до 24298,38 от 80,23 до 24298,38
от 120 до 7500 от 120 до 7500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±2,36
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,60 до ±2,48
1
2
3
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,6 до ±1,32 от ±0,6 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,5
от ±0,6 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec, но не более ±6,5
от ±1,61 до ±3,96
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 2,5 от 0 до 1,0
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
3. Магистраль №32 (DN1000)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 99,05 до 29998 от 99,05 до 29998
от 150 до 7000 от 150 до 7000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,49 до ±2,34
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,61 до ±2,46
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,6 до ±1,32 от ±0,6 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,5
от ±0,6 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec, но не более ±6,5
от ±1,62 до ±3,94
1
2
3
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 2,5 от 0 до 1,0
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
4. Магистраль №33 (DN1200)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 142,63 до 43197,12 от 142,63 до 43197,12
от 500 до 12000 от 500 до 12000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,49 до ±1,27
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,61 до±1,39
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,6 до ±1,32 от ±0,6 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,5
от ±0,6 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec, но не более ±6,5
от ±1,62 до ±2,87
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 2,5 от 0 до 1,0
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
5. Магистраль №38 (DN800)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 63,39 до 19198,72 от 63,39 до 19198,72
от 120 до 7500 от 120 до 7500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±1,96
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,60 до ±2,08
1
2
3
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,6 до ±1,32 от ±0,6 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,5
от ±0,6 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec, но не более ±6,5
от ±1,61 до ±3,56
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 2,5 от 0 до 1,0
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
6. Паропровод П-22-1 (DN600)
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
от 2,72 до 36,26
от 2,72 до 36,26
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
-
от ±1,1 до ±3,0
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +450
от +190 до +290
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,6 до ±2,4
от ±1,52 до ±1,80
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения количества тепловой энергии, %
-
от ±1,21 до ±3,11
Диапазон измерений абсолютного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0,8 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к верхнему пределу измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,12 до ±0,23
от ±0,12 до ±0,23
7. Паропровод П-22-2 (DN600)
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
от 2,72 до 36,26
от 2,72 до 36,26
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
-
от ±1,1 до ±3,0
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +450
от +190 до +290
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,6 до ±2,4
от ±1,52 до ±1,80
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения количества тепловой энергии, %
-
от ±1,21 до ±3,11
1
2
3
Диапазон измерений абсолютного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0,8 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к верхнему пределу измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,12 до ±0,23
от ±0,12 до ±0,23
8. Паропровод П-26 (DN150)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 190,0 до 4325
от 432,5 до 4325
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±1,5 до ±2,5
±1,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±1,93 до ±2,93
±1,93
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +450
от +100 до +300
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,6 до ±2,4
от ±1,52 до ±1,8
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения количества тепловой энергии, %
от ±2,04 до ±3,04
±2,04
Диапазон измерений абсолютного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0,1 до 2,5
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,13 до ±0,81
от ±0,13 до ±0,81
9. Паропровод АНО «Промышленный Альянс (Мыловар)» (DN500)
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
от 0,59 до 19,46
от 0,59 до 19,46
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
-
от ±1,1 до ±3,0
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +450
от +180 до +280
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,6 до ±2,4
от ±1,40 до ±1,60
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения количества тепловой энергии, %
-
от ±1,21 до ±3,11
Диапазон измерений абсолютного давления, МПа
от 0 до 1,0
от 0,68 до 0,9
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,12 до ±0,27
от ±0,12 до ±0,27
10. Подпиток №1 (DN250)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 5 до 1250
от 12 до 600
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,24 до ±4,71
1
2
3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±1,41 до ±4,21
11. Подпиток №2 (DN250)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 5 до 1250
от 12 до 600
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,24 до ±4,71
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±1,41 до ±4,21
12. Подпиток №3 (DN250)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 5 до 1250
от 12 до 600
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,24 до ±4,71
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±1,41 до ±4,21
13. Конденсат от мясокомбината (DN80)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,64 до 160
от 6 до 160
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
1
2
3
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
14. Холодная вода (Москворецкая)
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,59
от ±0,53 до ±0,59
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,40 до ±1,90
от ±0,40 до ±0,76
15. Аварийный подпиток городской водой (DN100)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,99 до 299,98
от 1,8 до 285
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,66 до ±3,51
от ±0,66 до ±2,22
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,78 до ±3,63
от ±0,78 до ±2,34
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0 до 0,4
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
до ±0,57 до ±0,98
до ±0,57 до ±1,82
Диапазон измерений температуры, °С
от 0 до +180
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,15 до ±0,69
от ±0,15 до ±0,27
16. Аварийный подпиток циркуляционной водой (DN500)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 24,76 до 7499,5
от 50,0 до 600
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,66 до ±3,51
от ±0,77 до ±2,07
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,78 до ±3,63
от ±0,89 до ±2,19
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0 до 0,4
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
до ±0,57 до ±0,98
до ±0,57 до ±1,82
Диапазон измерений температуры, °С
от -200 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,15 до ±1,35
от ±0,15 до ±0,31
17. Наружный воздух
Диапазон измерений температуры, °С
от -50 до +100
от -45 до +45
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,4 до ±1,0
от ±0,40 до ±0,73
Диапазон измерений абсолютного давления, кПа
от 0 до 250
от 0 до 160
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,56 до ±0,72
от ±0,56 до ±0,80
1
2
3
18. Городской водопровод Ввод №1
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0 до 0,6
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,55 до ±0,72
от ±0,55 до ±1,27
Диапазон измерений температуры, °С
от 0 до +180
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,25 до ±0,53
от ±0,25 до ±0,39
19. Городской водопровод Ввод №2
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0 до 0,6
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,55 до ±0,72
от ±0,55 до ±1,27
Диапазон измерений температуры, °С
от 0 до +180
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,25 до ±0,53
от ±0,25 до ±0,39
СОЕВ
Пределы абсолютной погрешности синхронизации измерительных и вычислительных компонентов с мировым временем, с/сутки
±5
Примечания: - Указаны предельные значения погрешностей, конкретные значения
зависят от условий измерений и определяются в соответствии с документом
40166302.289939190.012.МВИ.08.01 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений
количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя
ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-8 и котельных, входящих в состав филиала. ТЭЦ-8. Методика измерений»;
- При определении пределов допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, в качестве диапазона измерений принимается значения, указанные в столбце 2 (кроме УУ15, УУ16, УУ17, УУ18, УУ19).
Таблица 6 - Метрологические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-8 в части РТС «Коломенская»
Наименование характеристики
Значения обеспечиваемые применяемыми СИ
Основные режимы РТС «Коломенская»
1
2
3
20. Вывод 1 очередь
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий (DN800)
- обратный (DN600)
от 63,39 до 19198,72 от 35,66 до 10799,28
от 100 до 7500 от 100 до 7500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), % - подающий - обратный
от ±0,46 до ±3,31 от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±2,26 от ±0,47 до ±1,47
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, % - подающий - обратный
от ±0,58 до ±3,43 от ±0,58 до ±3,43
от ±0,60 до ±2,38 от ±0,59 до ±1,59
1
2
3
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec, но не более ±6,5
от ±1,61 до ±3,86
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
21. Вывод 2 очередь (DN600)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 35,66 до 10799,2 от 35,66 до 10799,2
от 100 до 7500 от 100 до 7500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,47 до ±1,47
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,59 до±1,59
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (E c), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
1
2
3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec, но не более ±6,5
от ±1,60 до ±3,07
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6
от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
22. Подпиток 1 очередь (DN150)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,64 до 160
от 0,64 до 160
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,25 до ±4,34
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±0,91 до ±2,82
23. Подпиток 2 очередь (DN150)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,64 до 160
от 0,64 до 160
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,25 до ±4,34
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±0,91 до ±2,82
1
2
3
24. Холодная вода 1
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,60 до ±0,76
25. Холодная вода 2
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,60 до ±0,76
СОЕВ
Пределы абсолютной погрешности синхронизации измерительных и вычислительных компонентов с мировым временем, с/сутки
±5
Примечания - Указаны предельные значения погрешностей, конкретные значения зависят от условий измерений и определяются в соответствии с документом
40166302.289939190.012.МВИ.08.02 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений
количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя
ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-8 и котельных, входящих в состав филиала. РТС «Коломенская». Методика измерений»;
- При определении пределов допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, в качестве диапазона измерений принимается значения, указанные в столбце 2.
Таблица 7 - Метрологические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-8 в части РТС «Нагатино»
Наименование характеристики
Значения обеспечиваемые применяемыми СИ
Основные режимы РТС «Нагатино»
1
2
3
26. Вывод №1 (DN500)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 24,76 до 7499,5 от 24,76 до 7499,5
от 50 до 6000 от 50 до 6000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,46 до±1,87
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,58 до ±1,99
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
1
2
3
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec , но не более ±6,5
от ±1,59 до ±3,47
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
27. Вывод №2 (DN500)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 24,76 до 7499,5 от 24,76 до 7499,5
от 50 до 6000 от 50 до 6000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (E f), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,46 до ±1,87
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,58 до ±1,99
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec , но не более ±6,5
от ±1,59 до ±3,47
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
1
2
3
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
28. Подпиток (DN100)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,4 до 200
от 0,4 до 200
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,00
от ±0,60 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,25 до ±4,34
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
±0,92 до ±3,18
29. Холодная вода
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,60 до ±0,76
СОЕВ
Пределы абсолютной погрешности синхронизации измерительных и вычислительных компонентов с мировым временем, с/сутки
±5
Примечания - Указаны предельные значения погрешностей, конкретные значения зависят от условий измерений и определяются в соответствии с документом
40166302.289939190.012.МВИ.08.03 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений
количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя
ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-8 и котельных, входящих в состав филиала. РТС «Нагатино». Методика измерений»;
- При определении пределов допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, в качестве диапазона измерений принимается значения, указанные в столбце 2.
Таблица 8 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
- напряжение питающей сети переменного тока, В
- частота питающей сети переменного тока, Гц
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность окружающего воздуха при температуре +25 °С, %
- атмосферное давление, кПа
от 198 до 242
от 49 до 51 в соответствии с эксплуатационной документацией
до 80 от 84 до 106,7
Емкость архива АСКУТЭ ТЭЦ-8, не менее: - часового
- суточного
- месячного (итоговые значения)
60 суток
6 месяцев 3 года
Глубина хранения результатов измерений на СКУ, лет, не менее
3,5
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы руководства по эксплуатации и формуляра типографским способом.
Комплектность
Таблица 9 - Комплектность
Наименование
Обозначение
Количество
1
2
3
Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-8 и котельных, входящих в состав филиала1
АСКУТЭ ТЭЦ-8
1 шт.
Формуляр АСКУТЭ ТЭЦ-8 в части ТЭЦ-8
40166302.289939190.012.ФО.08.01
1 экз.
Формуляр АСКУТЭ ТЭЦ-8 в части РТС «Коломенская»
40166302.289939190.012.ФО.08.02
1 экз.
Формуляр АСКУТЭ ТЭЦ-8 в части РТС «Нагатино»
40166302.289939190.012.ФО.08.03
1 экз.
Руководство по эксплуатации АСКУТЭ ТЭЦ-8 в части ТЭЦ-8
40166302.289939190.012.РЭК.08.01 РЭ
1 экз.
Руководство по эксплуатации АСКУТЭ ТЭЦ-8 в части РТС «Коломенская»
40166302.289939190.012.РЭК.08.02 РЭ
1 экз.
Руководство по эксплуатации АСКУТЭ ТЭЦ-8 в части РТС «Нагатино»
40166302.289939190.012.РЭК.08.03 РЭ
1 экз.
Методика поверки
40166302.289939190.012.МПИ.08
1 экз.
1
2
3
Методика измерений АСКУТЭ ТЭЦ-8 в части ТЭЦ-82
40166302.289939190.012.МВИ.08.01
1 экз.
Методика измерений АСКУТЭ ТЭЦ-8 в части РТС «Коломенская»2
40166302.289939190.012.МВИ.08.02
1 экз.
Методика измерений АСКУТЭ ТЭЦ-8 в части РТС «Нагатино»2
40166302.289939190.012.МВИ.08.03
1 экз.
Эксплуатационные документы и паспорта на оборудование входящие в состав АСКУТЭ ТЭЦ-8
-
1 компл.
1 заводской № 008;
2 Полное наименования документов указано в разделе «Сведения о методиках (методах) измерений».
Сведения о методах измерений
приведены в документах:
- 40166302.289939190.012.МВИ.08.01 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-8 и котельных, входящих в состав филиала. ТЭЦ-8. Методика измерений»;
- 40166302.289939190.012.МВИ.08.02 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-8 и котельных, входящих в состав филиала. РТС «Коломенская». Методика измерений»;
- 40166302.289939190.012.МВИ.08.03 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-8 и котельных, входящих в состав филиала. РТС «Нагатино». Методика измерений».
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 г. № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Правила коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 18.11.2013 № 1034
Методика осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, утвержденная приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 17.03.2014 № 99/пр
Техническая документация изготовителя
[category] =>
[brand] => ОАО "Мосэнерго", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 008
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[3] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[4] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Сканеры магнитного поля
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83938-21
[name] => Сканеры магнитного поля
[model] => MMS-1A-RS
[brand_full] => SENIS AG, Швейцария
[preview_text] => Сканеры магнитного поля MMS-1A-RS (далее - сканеры) предназначены для измерений магнитной индукции постоянного магнитного поля для построения 2D и 3D распределения магнитной индукции, создаваемого постоянными магнитами, магнитными системами, электронными компонентами.
[page_header] => Сканеры магнитного поля MMS-1A-RS
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83938-21-0002.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83938-21-0004.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83938-21-0005.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83938-21-0006.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83938-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83938-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83938-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83938-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Сканеры магнитного поля MMS-1A-RS (далее - сканеры) предназначены для измерений магнитной индукции постоянного магнитного поля для построения 2D и 3D распределения магнитной индукции, создаваемого постоянными магнитами, магнитными системами, электронными компонентами.
Описание
Принцип действия сканеров магнитного поля MMS-1A-RS заключается в автоматическом измерении магнитной индукции с помощью первичного преобразователя Холла, который может перемещаться вдоль выбранных направлений над поверхностью исследуемых объектов и дальнейшего построения трехмерной (3D) или двухмерной (2D) модели распределения магнитной индукции, создаваемой объектом измерений.
В состав сканера входят:
1) механическая система позиционирования датчика (далее - механический блок), состоящая из платформы с поворотным патроном, трех модулей линейного перемещения с шаговыми двигателями, измерительного датчика, нулевой камеры Гаусса и инструмента для калибровки;
2) электронный блок с кнопкой аварийной остановки;
3) настольный персональный компьютер с предустановленным программным обеспечением;
4) комплект соединительных кабелей.
Механический блок обеспечивает трехкоординатное перемещение измерительного датчика над неподвижной платформой. Направляющие платформы образуют декартову систему координат и оборудованы модулями линейного перемещения по трем взаимно перпендикулярным линейным осям. Управление положением измерительного датчика осуществляется электронным блоком путем подачи управляющих импульсов/сигналов через комплект соединительных кабелей на исполнительные механизмы механического блока. Обратная связь по положению датчика осуществляется программным обеспечением по сигналам, получаемым с модулей линейного перемещения. Измерительный датчик представляет собой трехосевой датчик Холла, установленный на датчике касания. Стабилизированные источники питания датчиков Холла и вольтметры являются частью электронного блока. Использование трех взаимно перпендикулярных датчиков Холла позволяет определить как модуль магнитной индукции, так и ориентацию вектора магнитной индукции в заданном месте пространства. Датчик касания, который срабатывает, когда касается измеряемого объекта, обеспечивает защиту датчиков Холла. При активации датчика касания в режиме сканирования магнитной индукции над измеряемым объектом происходит отключение всех перемещений, что препятствует механическому повреждению датчика Холла. Он также позволяет осуществлять абсолютное позиционирование магнита, то есть точное определение начальной точки сканирования. По результатам измерения ПО строит одно-, двух- или трехмерные зависимости и позволяет сохранять результаты измерений в файл.
В режиме измерения геометрических параметров объектов датчик касания перемещается над платформой механического блока до касания датчиком какого-либо объекта. В момент касания происходит остановка перемещения, после чего датчик отводится от объекта и продолжает сканирование вдоль следующей линии. ПО учитывает размер наконечника датчика касания и вводит соответствующие поправки на результаты геометрических измерений объекта.
Поворотный патрон расположен на платформе сканера и предназначен для удержания измеряемого объекта. Он приводится в действие шаговым двигателем и управляется поворотным регулятором. В качестве высокоточного держателя магнита на поворотном патроне установлен немагнитный многокулачковый спирально-реечный патрон.
Инструмент калибровки положения чувствительной к магнитному полю области датчика Холла установлен на платформе сканера и состоит из двух взаимно ортогональных печатных плат с токонесущим проводником. Калибровка достигается путем измерения четко определенного магнитного поля над токонесущим проводником. Две печатные платы закреплены на конструкции в форме правильного куба, который представляет собой точный держатель для прямоугольных магнитов. Также на платформе установлена нулевая камера Гаусса для компенсации смещения датчика Холла.
В электронном блоке находятся электронный модуль для обработки аналогового сигнала, источник питания, драйверы шаговых двигателей, электроника измерительного датчика и источник тока для калибровочного устройства. Кнопка аварийной остановки отключает питание приводов шаговых двигателей.
Опционально сканеры MMS-1A-RS могут быть укомплектованы вихретоковым датчиком, представляющими собой систему из нескольких катушек, одна из которых создает переменное магнитное поле, а остальные детектируют сигнал от первой катушки и вихревых токов, возникающих в токопроводящих средах. Наличие трещин и других несплошностей в токопроводящей среде приводит к изменению выходного сигнала датчика.
При необходимости сканер может поставляться в защитном шкафу (рисунок 2), размеры и конфигурация механического и электронного блока может отличаться в зависимости от предоставляемых функций.
Нанесение знака поверки на сканеры не предусмотрено.
Заводские номера, обеспечивающие идентификацию каждого экземпляра сканера, наносятся на табличку (шильд), установленную на тыльной стороне электронного блока и тыльной стороне механического блока, методом лазерной гравировки.
Общий вид сканера представлен на рисунке 1, вид механического блока сканера в защитном шкафу - на рисунке 2, вид кнопки аварийной остановки - на рисунке 3.
Рисунок 1 - Общий вид сканера магнитного поля MMS-1A-RS, где 1 - электронный блок, 2 - персональный компьютер, 3 - модули линейного перемещения, 4 - измерительный датчик, 5 - поворотный патрон, 6 - калибровочный инструмент, 7 - камера Гаусса.
Рисунок 2 - Вид механического блока сканера в защитном шкафу
Рисунок 3 - Вид кнопки аварийной остановки
Пломбирование сканеров не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение MMS-A представляет собой программу для проведения измерений, а также для создания, сохранения и выполнения программ измерений. ПО обеспечивает ввод исходных данных, выбор режимов измерения, управление процессом измерений, обработку и хранение данных. Результаты измерений выводятся в виде графиков и таблиц и при необходимости могут быть распечатаны. Программное обеспечение функционирует в среде Windows и устанавливается на персональный компьютер, входящий в состав сканера.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «средний» по Р 50.2.077 - 2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
MMS-A
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже V2.2
Цифровой идентификатор ПО
—
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики_____
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений магнитной индукции постоянного
магнитного поля, Тл
от 0,01 до 2,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений магнитной индукции постоянного магнитного поля, %
- в поддиапазоне от 0,01 до 0,5 Тл включ.
- в поддиапазоне св. 0,5 до 2,0 Тл включ.
± 2,0
± 0,5
Пределы измерений, Тл
0,1; 0,5; 2,0
Цена единицы наименьшего разряда при измерении магнитной индукции постоянного магнитного поля, Тл
1-10-6
Диапазон измерений длины по осям X, Y, Z, мм
от 0 до 135
Предел допускаемого среднего квадратическое отклонения случайной составляющей погрешности измерений длины по осям X, Y, Z, мкм
30
Цена единицы наименьшего разряда при измерении длины, мкм
2
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Максимальная длина сканирования по осям X/Y/Z, мм,
500/500/135
Угловое разрешение поворотного патрона, °
0,1
Максимальная скорость движения датчика Холла, мм/сек, не более
100
Максимальная частота измерений магнитной индукции, измерений/сек
30000
Габаритные размеры электронного блока, мм, не более
- высота
370
- ширина
- длина
150
470
Габаритные размеры механического блока, мм, не более
- высота
650
- ширина
400
- длина
350
Наименование характеристики
Значение
Масса, кг, не более
- электронный блок
7
- механический блок
26
- персональный компьютер
2
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
220 ± 20
- частота переменного тока, Гц
50 ± 5
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от +15 до +25
- относительная влажность, %
80
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским методом или методом наклейки.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Сканер магнитного поля в составе:
- электронный блок;
- механический блок;
- комплект соединительных кабелей;
- дополнительный кабель для поверки1);
- персональный компьютер с ПО;
- вихретоковый датчик2)
MMS-1A-RS
1 шт.
Сканеры магнитного поля MMS-1A-RS. Руководство по эксплуатации
—
1 экз.
1) Поверка сканера в поддиапазоне св. 0,5 до 2,0 Тл включ. возможна только при наличии дополнительного кабеля в комплектности сканера
2) Поставляется опционально
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 4 «Инструкция по эксплуатации» документа «Сканеры магнитного поля MMS-1A-RS. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
ГОСТ 8.030-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений магнитной индукции, магнитного потока, магнитного момента и градиента магнитной индукции.
[category] =>
[brand] => SENIS AG, Швейцария
[country] => ШВЕЙЦАРИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[3] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[4] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Открытого акционерного общества "Иркутская электросетевая компания" "Западные электрические сети"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83941-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Открытого акционерного общества "Иркутская электросетевая компания" "Западные электрические сети"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ИРМЕТ" (ООО "ИРМЕТ"), г. Иркутск
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала Открытого акционерного общества «Иркутская электросетевая компания» «Западные электрические сети» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Открытого акционерного общества "Иркутская электросетевая компания" "Западные электрические сети"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83941-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83941-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83941-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83941-21.pdf
)
)
[detail_text] =>
[category] =>
[brand] => ООО "Ирмет", г.Иркутск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 007
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Устройства контроля (токосъемники)
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83937-21
[name] => Устройства контроля (токосъемники)
[model] => MD 4070A
[brand_full] => Компания "AMETEK CTS Gmbh", Швейцария
[preview_text] => Устройства контроля (токосъемники) MD 4070A (далее - MD 4070A) предназначены для измерений тока индустриальных радиопомех, создаваемых техническими средствами в линиях питания, связи и управления.
[page_header] => Устройства контроля (токосъемники) MD 4070A
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83937-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83937-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83937-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83937-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83937-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Устройства контроля (токосъемники) MD 4070A (далее - MD 4070A) предназначены для измерений тока индустриальных радиопомех, создаваемых техническими средствами в линиях питания, связи и управления.
Описание
Принцип действия MD 4070A основан на взаимодействии первичной и вторичной цепей посредством магнитного поля, наведенного протекающим в первичной цепи током.
Конструктивно MD 4070A представляет собой трансформатор тока, первичную обмотку которого образует провод цепи, в которой проводятся измерения. Повышающая вторичная обмотка состоит из двух полуобмоток, намотанных на две части ферромагнитного тороидального сердечника. Соединение полуобмоток осуществляется за счет контактных площадок, расположенных на торцевых частях полуколец сердечника.
Влияние электрического поля устраняется путем электрического экранирования вторичной обмотки. Подавление внешних магнитных полей предусмотрено за счет симметричной конструкции.
Корпус MD 4070A не изолирован. Измерения в неизолированных и высоковольтных сетях не допускаются.
Предусмотрены два режима работы MD 4070A: активный и пассивный.
Общий вид MD 4070A, места пломбировки от несанкционированного доступа, места нанесения наклейки «Знак утверждения типа» и знака поверки представлены на рис. 1.
Заводской номер наносится на корпус MD 4070A в виде наклейки в формате «Serial.-Nr.: ХХХХХ», где ХХХХХ - заводской номер.
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон рабочих частот, МГц, в режимах работы: пассивный активный
от 0,004 до 400
от 0,01 до 400
Коэффициент преобразования в диапазоне рабочих частот, дБ (ГОм-1), в режимах работы: пассивный активный
от - 15 до 12
от - 42 до - 20
Пределы допускаемой погрешности определения коэффициента преобразования, дБ
±2,0
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Масса, кг, не более
0,9
Габаритные размеры (длинах ширинах высота), мм, не более
113x60x100
Рабочие условия применения:
температура окружающего воздуха, °С
относительная влажность воздуха при температуре +20° С, % атмосферное давление, кПа
от +15 до +25 от 30 до 80 от 84 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом и на корпус MD 4070A методом наклейки.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество, шт.
Устройство контроля (токосъемник)
MD 4070А
1
Источник электропитания
PSU6001
1
Кабель соединительный
LE 242
1
Кейс для хранения
-
1
Комплект эксплуатационных документов
-
1
Методика поверки
-
1
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 3 «Описание изделия» документа «Устройство контроля (токосъемник) MD 4070A». Руководство по эксплуатации.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.562-2007 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений мощности и напряжения переменного тока синусоидальных электромагнитных колебаний
ГОСТ Р 8.767-2011 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений силы переменного электрического тока от 1-10’8 до 100 А в диапазоне частот от 1-10’1 до 1-106 Гц
[category] => Токосъемники измерительные
[brand] => Фирма "AMETEK CTS GmbH", Швейцария
[country] => ШВЕЙЦАРИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 20
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 3
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 18
(90%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 2
(10%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерений автоматизированного налива светлых нефтепродуктов ООО "КИНЕФ"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83939-21
[name] => Система измерений автоматизированного налива светлых нефтепродуктов ООО "КИНЕФ"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Эмерсон" (ООО "Эмерсон"), г. Москва
[preview_text] => Система измерений автоматизированного налива светлых нефтепродуктов ООО «КИНЕФ» (далее - система) предназначена для измерений количества светлых нефтепродуктов при наливе в автомобильные цистерны.
[page_header] => Система измерений автоматизированного налива светлых нефтепродуктов ООО "КИНЕФ"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83939-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83939-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83939-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83939-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83939-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83939-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений автоматизированного налива светлых нефтепродуктов ООО «КИНЕФ» (далее - система) предназначена для измерений количества светлых нефтепродуктов при наливе в автомобильные цистерны.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтепродуктов с применением массовых расходомеров. Выходные электрические сигналы с массовых расходомеров поступают на соответствующие входы контроллера измерительного ROC/FloBoss, который обрабатывает их по реализованному в нем алгоритму и преобразует в значения массы и массового расхода нефтепродуктов. Выходные электрические сигналы, предназначенные для регулирования и управления процессом налива нефтепродуктов, с массовых расходомеров поступают на соответствующие входы промышленного контроллера Siemens, который преобразует их в значения объемного расхода нефтепродуктов.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из автономных измерительных блоков - комплексов измерительных АСН-12ВГ в количестве 8 шт.
Каждый автономный измерительный блок - комплекс измерительный АСН-12ВГ (далее - пост налива) оснащен средствами измерений массы и массового расхода, давления и температуры. Каждый пост налива оснащен насосом, отсечным клапаном, устройством заземления автоцистерн, кнопкой аварийной остановки налива, датчиком наличия продукта в фильтре-газоотделителе, датчиками предельного уровня, датчиками гаражного и рабочего положений наливного наконечника, датчиками гаражного положения трапа, датчиками гаражного положения устройства заземления автоцистерн, воздушными клапанами.
Система состоит из измерительных каналов (ИК) массы и массового расхода, температуры, давления и объема нефтепродуктов. ИК, метрологические характеристики которых допускается определять комплектным методом приведены в таблице 4. Измерительные компоненты системы, участвующие в измерениях массы нефтепродуктов и контроле измерений параметров нефтепродуктов, приведены в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав системы
Наименование средства измерений
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, состоящие из первичных преобразователей модели CMF 300 и электронных преобразователей 5700 (далее - СРМ)
45115-16
Преобразователи измерительные Rosemount 644H
56381-14
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065
53211-13
Преобразователи давления измерительные 3051T
14061-15
Контроллеры измерительные ROC/FloBoss, модификации ROC 809L (далее - ИВК)
59616-15
Изоляторы импульсные MTL 4532 и MTL 5532 модификации MTL 5532 (далее - барьеры MTL 5532)
72175-18
Преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К
22153-14
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- вычисление массы отгружаемых в автоцистерны нефтепродуктов по каждому посту налива;
- измерение давления отгружаемых нефтепродуктов по каждому посту налива;
- измерение температуры отгружаемых нефтепродуктов по каждому посту налива;
- передача полученных значений массы, массового расхода, давления и температуры нефтепродуктов в ИВК;
- архивацию первичных и накопленных данных;
- передачу полученных значений объемного расхода в промышленный контроллер Siemens;
- обмен данными по протоколу Modbus RTU с контроллером Siemens;
- формирование на бумажном носителе информации об отгружаемых нефтепродуктах с применением принтеров, установленных на двери шкафа ИВК.
- передачу дискретных диагностических сигналов состояния питания и положения двери шкафа ИВК в промышленный контроллер Siemens;
- разграничение доступа;
- ведение журналов событий;
- сигнализацию при отказе преобразователей измерительных или при выходе измеряемых параметров за установленные пределы.
Конструкцией системы место нанесения заводского номера не предусмотрено. Каждый пост налива имеет шильдик с заводским номером. Идентификация системы возможна по заводскому номеру, указанному в эксплуатационной документации, обеспечивающей его сохранность в течение всего срока эксплуатации.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, конструкцией СРМ предусмотрена защита от внешних изменений с помощью переключателя, расположенного в верхнем левом углу лицевой панели платы электронного преобразователя 5700 и находящегося в положении ограничения возможности записи данных, так же предусмотрены места установки пломб, несущих на себе оттиск клейма поверителя, который наносится методом давления на свинцовую (пластмассовую) пломбу, установленную на проволоке, пропущенной через существующие технологические отверстия в шпильках на фланцевых соединениях первичного преобразователя СРМ и отверстия на крышках электронного преобразователя 5700.
Схемы установки пломб для защиты от несанкционированного доступа представлены на рисунках 1 и 2.
Места установки пломб
Рисунок 1 - Схема установки пломб для защиты от несанкционированного доступа первичного преобразователя модели CMF 300
Место установки пломбы
Рисунок 2 - Схема установки пломбы для защиты от несанкционированного доступа электронного преобразователя 5700
Программное обеспечение (ПО)
ПО системы реализует алгоритмы вычисления параметров потока и отвечает за хранение конфигурационных параметров. Наименование ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2. Метрологические характеристики системы указаны с учетом влияния ПО ИВК.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование
LiquidCalcs 800L
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Не ниже версии 1.04.12
Цифровой идентификатор ПО
-
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа системой паролей.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к ПО системы для пользователя закрыт. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует среднему уровню защиты.
Технические характеристики
Основные метрологические, технические характеристики системы приведены в таблицах
3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон измерений расхода измеряемой среды по каждому посту налива*, м3/ч (т/ч)
От 18,0 до 90,0 (от 13,0 до 64,8)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта, %
±0,25
* - указан максимальный диапазон измерений, фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки, фактический диапазон измерений не может превышать максимальный диапазон измерений
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики ИК
Номер ИК
Наименование ИК
Количество ИК (место установки)
Состав И
К
Диапазон измерений
Пределы допускаемой погрешности ИК
Первичный измерительный преобразователь
Вторичная часть
1
2
3
4
5
6
7
1, 2, 3,
4, 5, 6, 7, 8
ИК массы и массового расхода нефтепродук тов
8(посты налива -СН1/1, СН1/2, СН2/1, СН2/2, СН3/1, СН3/2, СН4/1, СН4/2)
СРМ
ИВК, барьеры MTL 5532
От 13,0 до 64,8 т/ч
±0,25 % (относительная)
Таблица 5 - Основные технические характеристики системы
Наименование характеристики
Значение
Количество постов налива, шт.
8
Давление измеряемой среды, МПа
от 0,25 до 0,5
Режим работы системы
периодический
Условный диаметр трубопровода, мм
100
Измеряемая среда
бензин АИ-92, бензин АИ-95, дизельное топливо
Параметры измеряемой среды:
Кинематическая вязкость измеряемой среды, мм2/с (сСт): - бензин АИ-92, бензин АИ-95
- дизельное топливо
от 0,55 до 1,1 от 1,1 до 6,0
Плотность измеряемой среды, кг/м3: - бензин АИ-92, бензин АИ-95
- дизельное топливо
от 720 до 780
от 800 до 860
Диапазон температуры измеряемых сред*, оС: - бензин АИ-92, бензин АИ-95
- дизельное топливо
от минус 30 до +40 от минус 30 до +75
Наличие свободного газа в измеряемой среды
не допускается
Электропитание
220±22 В / 50 Гц
* - температура измеряемой среды в соответствии с утвержденной техническим директором ООО «КИНЕФ»
технологической картой по эксплуатации резервуаров нефти, нефтепродуктов, некондиции, реагентов и парокон-
денсата на ООО «КИНЕФ».____________________________________________________________________
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность системы
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерений автоматизированного налива светлых нефтепродуктов ООО «КИНЕФ», заводской № 01
-
1 шт.
Руководство по эксплуатации
3292790-АТХ.РЭ
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в методике измерений «ГСИ. Масса нефтепродуктов. Методика измерений системой измерений автоматизированного налива светлых нефтепродуктов ООО «КИНЕФ».
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Рос-стандарт) от 07.02.2018 № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
[category] =>
[brand] => ООО "Эмерсон", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 01
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 4
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 4
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЕТРО Кэш энд Керри"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83935-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЕТРО Кэш энд Керри"
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), Владимирская обл., г. Владимир
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЕТРО Кэш энд Керри"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83935-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83935-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83935-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83935-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери
информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) и напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ), автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ) персонала, программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «Пирамида 2000» и технические средства обеспечения электропитания.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
- средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД. На сервере БД осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка.
АРМ субъекта оптового рынка в автоматическом режиме по сети Internet с использованием электронной подписи (далее по тексту - ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС». Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от навигационных космических аппаратов систем ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при наличии расхождения часов сервера БД и времени УСВ. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов сервера БД и проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
1
2
3
4
CalcClients.dll
не ниже 1.0.0.0
E55712D0B1B219065D63DA9
49114DAE4
MD5
CalcLeakage.dll
не ниже 1.0.0.0
B1959FF70BE1EB17C83F7B0
F6D4A132F
CalcLosses.dll
не ниже 1.0.0.0
D79874D10FC2B156A0FDC27
E1CA480AC
Metrology.dll
не ниже 1.0.0.0
52E28D7B608799BB3CCEA41
B548D2C83
ParseBin.dll
не ниже 1.0.0.0
6F557F885B737261328CD778
05BD1BA7
ParseIEC.dll
не ниже 1.0.0.0
48E73A9283D1E66494521F63 D00B0D9F
MD5
ParseModbus.dll
не ниже 1.0.0.0
C391D64271ACF4055BB2A4
D3FE1F8F48
ParsePiramida.dll
не ниже 1.0.0.0
ECF532935CA1A3FD3215049
AF1FD979F
SynchroNSI.dll
не ниже 1.0.0.0
530D9B0126F7CDC23ECD814
C4EB7CA09
VerifyTime.dll
не ниже 1.0.0.0
1EA5429B261FB0E2884F5B35 6A1D1E75
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование объекта
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД /
УСВ
Основная погрешность, %
Погрешность в рабочих условиях, %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЦ 1036, Рязань, Московское шоссе, 25
1
РП-6кВ №55 ; РУ-6кВ, II-С.Ш., яч.№16
ТЛК-10-5
Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 9143-01
НАМИТ-10-2
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7 ,1
2
РП-6кВ №55 ; РУ-6кВ, I-С.Ш., яч.№6
ТЛК-10-5
Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 9143-01
НАМИТ-10-2
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
3
РП-6кВ №55 ; РУ-6кВ, I-С.Ш., яч.№5
ТЛК-10-5
Кл.т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-01
НАМИТ-10-2
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99
ПСЧ-4ТМ.05М.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1025, Воронеж, Остужева, 56
4
ТК МЕТРО, Ввод к РУ-0,4 кВ от Т-1
ТТИ-100
Кл.т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 28139-07
-
ПСЧ-4ТМ.05М.05
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,2
±7,1
Номер ИК
Наименование объекта
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД / УСВ
Основная погрешность, %
Погрешность в рабочих условиях, %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
5
ТК МЕТРО, Ввод к РУ-0,4 кВ от Т-2
ТТИ-100
Кл.т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 28139-07
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,2
±7,1
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЦ 1055, Калуга, Тульское шоссе, д. 51
6
ТП ООО "МЕТРО" 10/0,4кВ, РУ-10кВ, 1 сек. ш., яч.3
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
7
ТП ООО "МЕТРО" 10/0,4кВ, РУ-10кВ, 2 сек. ш., яч.7
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1052, Пензенская обл., Пензенский р-он, с. Засечное, ул. Звездная, д.
8
ТП 10 кВ, РУ 10 кВ, 1 секция 10 кВ, яч. 3, Ввод Т1 10 кВ
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
9
ТП 10 кВ, РУ 10 кВ, 2 секция 10 кВ, яч. 7, Ввод Т2 10 кВ
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
10000:^3/100:^3
Рег. № 18841-99
ТЦ 1021, Нижний Новгород Мещерский бульвар, 3 а
10
КТП-3195 6 кВ, РУ 6 кВ, 1 секция 6 кВ, Ввод Т1 6 кВ
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
11
КТП-3195 6 кВ, РУ 6 кВ, 2 секция 6 кВ, Ввод Т2 6 кВ
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
СЭТ-4ТМ.02.2-14
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЦ 1022, Ярославль, проспект Фрунзе, 32
12
ТП 6 кВ Метро, РУ 6 кВ, ввод 6 кВ Т-1
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
СЭТ-4ТМ.02.2-14
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
13
ТП 6 кВ Метро, РУ 6 кВ, ввод 6 кВ Т-2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
СЭТ-4ТМ.02.2-14
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1026, Краснодар, Ростовское шоссе, 30
14
ТП 10 кВ №579п, КРУН-10 кВ, яч.№3, КЛ-10 кВ
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
15
ТП 10 кВ №579п, КРУН-10 кВ, яч.№4, КЛ-10 кВ
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1039, Липецк, 50 лет НЛМК, 8
16
ТП №211а (10/0,4кВ), РУ-10кВ, 1 сек. ш., яч.1.3
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
17
ТП №211а (10/0,4кВ), РУ-10кВ, 2 сек. ш., яч.2.3
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЦ 1041, Ульяновск, Урицкого, 100Д
18
ТП-1891 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Ввод Т-1 10 кВ
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
19
ТП-1891 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Ввод Т-2 10 кВ
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1050, Нижний '
Новгород Нартова, 4
20
КТП-4306 10 кВ, РУ 10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Ввод Т-1 10 кВ
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
21
КТП-4306 10 кВ, РУ 10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Ввод Т-2 10 кВ
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1063, Тверь, ул.Склизкова, 122
22
ТП 6 кВ Метро, РУ 6 кВ, ввод 6 кВ Т-1
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-99
НОЛ-НТЗ-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3
Рег. № 69605-17
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
23
ТП 6 кВ Метро, РУ 6 кВ, ввод 6 кВ Т-2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-99
НОЛ-НТЗ-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3
Рег. № 69605-17
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЦ 1040, Киров, ул. Московская, 205
24
ТП "Метро" 10/0,4кВ, РУ-10кВ, 1СШ 10кВ, яч. 2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
25
ТП "Метро" 10/0,4кВ, РУ-10кВ, 2СШ 10кВ, яч. 8
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1056, Брянск, Фокинский район, просп. Московский, 1Д
26
ПС 110 кВ Заречная, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. ф.605, КЛ1 6 кВ
ТОЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 7069-07
НАМИ-10-95УХЛ2
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
27
ПС 110 кВ Заречная, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. ф.622, КЛ2 6 кВ
ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1856-63
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1024, Ростов-на-Дону, Доватора, 255
28
ТП 1859 10 кВ, РУ-10 кВ, I секция 10 кВ
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05Д.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 41135-09
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
29
ТП 1859 10 кВ, РУ-10 кВ, II секция 10 кВ
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05Д.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 41135-09
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЦ 1053, Ростов-на-Дону, П
роспект 40-летия Победы, 340
30
ТП-2041 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 секция 10 кВ, между яч.5 и ТН-1
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05Д.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 41135-09
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
31
ТП-2041 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 секция 10 кВ, между яч.7 и ТН-4
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05Д.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 41135-09
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1053, Астрахань, ул. Заводская, 54 / ул. Набережная реки Царев, 83
32
КТП "МЕТРО" (10/0,4кВ) РУ-10кВ I с.ш. .яч. 2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
33
КТП "МЕТРО" (10/0,4кВ) РУ-10кВ II с.ш. яч. 10
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1028, Волгоград, Историческая, 164
34
2КТП-800 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
35
2КТП-800 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. №9
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЦ 1029, Екатеринбург, дубл. Сибирского тракта, 21
36
ТП-5410 6 кВ, 1 СШ 6кВ, яч. 4 питающая ввод Т-1
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
37
ТП-5410 6 кВ, 2 СШ 6кВ, яч. 6 питающая ввод Т-2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1030, Екатеринбург, Металлургов, 85
38
РП-859 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1
ТНШЛ-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 1673-07
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,2
±7,1
39
РП-859 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т 2
ТНШЛ-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 1673-07
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,2
±7,1
ТЦ 1023, Казань, Вахитова, 4
40
ТП 10/0,4 "МЕТРО"; РУ 10 кВ; 1 с.ш. 10 кВ; яч. 2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
41
ТП 10/0,4 "МЕТРО"; РУ 10 кВ; 2 с.ш. 10 кВ; яч. 8
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЦ 1031, Чел. Обл., Копейск, пр. Победы, 76
42
ГРЩ 0,4кВ МЕТРО, 1
СШ-0,4кВ, ввод 0,4кВ
ТТИ-125
Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 28139-04
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
43
ГРЩ 0,4кВ МЕТРО, 2
СШ-0,4кВ, ввод 0,4кВ
ТТИ-125
Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 28139-04
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
ТЦ 1046, Красноярский Край, Солонцы, пр-т Котельникова, 1
44
ТП 10 кВ №134-4-21, РУ-10 кВ, яч. 2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
45
ТП 10 кВ №134-4-21, РУ-10 кВ, яч. 8
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ
, 1043, Набережные Челны, проспект Чулман, 33
46
ТП 16-9 10/0,4кВ, ЗРУ-10кВ, 1 СШ 10кВ, яч. № 3
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
47
ТП 16-9 10/0,4кВ, ЗРУ-10кВ, 2 СШ 10кВ, яч. № 10
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЦ 1054, Новокузнецк, Кондомское шоссе, 19
48
ТП 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция 6 кВ, яч. №2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
49
ТП 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция 6 кВ, яч. №10
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1044, Новосибирск, Большевистская, 290
50
ТП-3799 6/0,4кВ РУ-6кВ 1 СШ яч. 2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
51
ТП-3799 6/0,4кВ РУ-6кВ 2 СШ яч. 8
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1060, Новосибирск, ул. Северная
52
ТП 6 кВ, ГРЩ-0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1
ТТИ-125
Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 28139-07
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
53
ТП 6 кВ, ГРЩ-0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т2
ТТИ-125
Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 28139-07
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЦ 1045, Омск, пр-т Академика Королева, 15, корп.1
54
2БКТП 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
55
2БКТП 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 10
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1047, Оренбург, проспект Победы, 155
56
ТП-1545 10 кВ, РУ 10 кВ 1 сек.ш. яч. 2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
СЭТ-4ТМ.02.2-14
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
57
ТП-1545 10 кВ, РУ 10 кВ 2 сек. ш. яч. 9
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
ПСЧ-4ТМ.05
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
Т
Ц 1032, Самара, Московское шоссе, 18 км, 5А
58
КТПН 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 18842-99
НОЛ-НТЗ-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3
Рег. № 51677-12
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
59
КТПН 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 8
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 18842-99
НОЛ-НТЗ-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3
Рег. № 51677-12
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЦ 1038, Саратов, ул.Аэропорт, д.14
60
ГРЩ 0,4 кВ "МЕТРО Кэш энд Кэрри" ввод 1
ТТИ-125
Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 28139-07
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
61
ГРЩ 0,4 кВ "МЕТРО Кэш энд Кэрри" ввод 2
ТТИ-125
Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 28139-07
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
ТЦ 1015, Санкт-Петербург, Комендантский проспект д. 3 стр.А
62
ГРЩ-0,4 кВ ТЦ МЕТРО, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч. №1, Ввод №1 0,4 кВ
ТТИ-100
Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 28139-07
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
63
ГРЩ-0,4 кВ ТЦ МЕТРО, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч. №2, Ввод №2 0,4 кВ
ТТИ-100
Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 28139-07
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
1
Ц 1016, Санкт-Перербург, ул. Косыгина д. 4 А
64
ГРЩ-0,4 кВ ТЦ МЕТРО, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч. №1, Ввод №1 0,4 кВ
ТТИ-100
Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 28139-07
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
65
ГРЩ-0,4 кВ ТЦ МЕТРО, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч. №2, Ввод №2 0,4 кВ
ТТИ-100
Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 28139-07
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЦ 1020, Санкт-Петербург, Пулковское шоссе, д. 23, лит. A
66
ГРЩ-0,4 кВ ООО Метро Кэш энд Керри, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч. №1
ТТИ-100
Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 28139-07
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
67
ГРЩ-0,4 кВ ООО Метро Кэш энд Керри, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч. №3
ТТИ-100
Кл.т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 28139-07
-
ПСЧ-4ТМ.05М.17
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
ТЦ 1042, Ставрополь, Южный обход, 13
68
ТП-31 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. №2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
69
ТП-31 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. №10
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-99
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 18841-99
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1034, Тольятти, Южное шоссе, 2А
70
ТП-755 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
71
ТП-755 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. №10
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЦ 1027, Тюмень, Мельникайте, 141
72
ТП-1040 10 кВ Метро Кэш энд Кэрри, ввод 10 кВ Т-1
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
73
ТП-1040 10 кВ Метро Кэш энд Кэрри, ввод 10 кВ Т-2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1027, Уфа, Рубежная, 170
74
ТП-5131 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6300:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
75
ТП-5131 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 8
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F
Кл. т. 0,5 Ктн 6300:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.13
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
ТЦ 1320, Владимир, Московское шоссе, 6Б
76
КТП-2х630 6 кВ, РУ-6кВ, I С.Ш.-6кВ, яч. №3
ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 47959-11
ЗНОЛП-ЭК-10
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3
Рег. № 47583-11
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,0
±6,9
77
КТП-2х630 6 кВ, РУ-6кВ, II С.Ш.-6кВ, яч. №23
ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5S Ктт 100/5
Рег. № 47959-11
ЗНОЛП-ЭК-10
Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3
Рег. № 47583-11
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,0
±6,9
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ТЦ 1071, Ижевск, ул. Союзная, 6
78
ТП 10 кВ Метро, РУ-10 кВ, 1 секция 10 кВ, яч. 1.2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-/ УСВ-3 Рег. № 6424216
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
79
ТП 10 кВ Метро, РУ-10 кВ, 2 секция 10 кВ, яч. 2.2
ARM3/N2F
Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 18842-09
VRC2/S1F Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 41267-09
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с
±5
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд 1=0,02(0,05) Зном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии: для ИК №№ 10 - 13, 28-31, 56 от минус 40 до плюс 55 °C; для ИК №№ 1 - 9, 14-27, 32-55, 57-79 от минус 40 до плюс 60 °C.
4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСВ на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
79
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
от 99 до 101
- ток, % От Ihom
от 100 до 120
- частота, Гц
от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9
0,9
- температура окружающей среды, ОС
от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
от 90 до 110
- ток, % От Ihom
от 2 до 120
- коэффициент мощности
от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц
от 47,5 до 52,5
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС
- температура окружающей среды в месте расположения
от -60 до +40
электросчетчиков для ИК №№ 10 - 13, 28-31, 56, ОС
от -40 до +55
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков для №№ 1 - 9, 14-27, 32-55, 57-79, ОС
от -40 до +60
-температура окружающей среды в месте расположения сервера, УСВ, ОС
от -25 до +60
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.13, ПСЧ-4ТМ.05М.01, ПСЧ-
4ТМ.05М.05, ПСЧ-4ТМ.05М.17, ПСЧ-4ТМ.05М.12, ПСЧ-
4ТМ.05Д.13
140000
для счетчика СЭТ-4ТМ.02.2-14, ПСЧ-4ТМ.05
90000
для счетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.00, СЭТ-4ТМ.03М
165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
УСВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сут., не менее
113
- при отключении питания, лет, не менее Сервер:
40
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал событий сервера ИВК:
- параметрирования;
- пропадание напряжения;
- коррекция времени в счетчике и сервере ИВК;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ ООО «МЕТРО Кэш энд Керри» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Т ип/Обозначение
Количество, шт./Экз.
1
2
3
Трансформатор тока
ТЛК-10-5
6
Трансформатор тока
ТТИ-100
24
Трансформатор тока
ARM3/N2F
54
Трансформатор тока
ARM3/N2F
54
Трансформатор тока
ТОЛ-10
7
1
2
3
Трансформатор тока
ТВЛМ-10
2
Трансформатор тока
ТНШЛ-0,66
6
Трансформатор тока
ТТИ-125
6
Трансформатор тока
ТТИ-125
12
Трансформатор тока
ТОЛ-10-I
4
Трансформатор напряжения
НАМИТ-10-2
2
Трансформатор напряжения
VRC2/S1F
68
Трансформатор напряжения
НОЛ-НТЗ-6
8
Трансформатор напряжения
НТМИ-10-66
3
Трансформатор напряжения
НАМИ-10-95УХЛ2
1
Трансформатор напряжения
VRC2/S1F
32
Счетчик электроэнергии
ПСЧ-4ТМ.05М.13
42
Счетчик электроэнергии
ПСЧ-4ТМ.05М.01
1
Счетчик электроэнергии
ПСЧ-4ТМ.05М.05
1
Счетчик электроэнергии
ПСЧ-4ТМ.05М.17
15
Счетчик электроэнергии
СЭТ-4ТМ.02.2-14
5
Счетчик электроэнергии
ПСЧ-4ТМ.05
1
Счетчик электроэнергии
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
4
Счетчик электроэнергии
ПСЧ-4ТМ.05М.12
4
Счетчик электроэнергии
ПСЧ-4ТМ.05Д.13
4
Счетчик электроэнергии
СЭТ-4ТМ.03М
2
Устройство синхронизации времени
УСВ-3
1
Программное обеспечение
ПО «Пирамида 2000»
1
Методика поверки
МП СМО-2308-2021
1
Паспорт-Формуляр
РЭСС.411711.АИИС.910 ПФ
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЕТРО Кэш энд Керри», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => АО "РЭС Групп", г.Владимир
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 918
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 7
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 7
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Автоцистерна
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83934-21
[name] => Автоцистерна
[model] => АКН-10 7074A0-10
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Челябинский машиностроительный завод" (ООО "ЧМЗ"), г. Челябинск
[preview_text] => Автоцистерна АКН-10 7074A0-10 (далее - АЦ) предназначена для измерений объема нефтепродуктов, нефти и других жидкостей за исключением пищевых.
[page_header] => Автоцистерна АКН-10 7074A0-10
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83934-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83934-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83934-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83934-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83934-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83934-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Автоцистерна АКН-10 7074A0-10 (далее - АЦ) предназначена для измерений объема нефтепродуктов, нефти и других жидкостей за исключением пищевых.
Описание
Принцип действия АЦ основан на заполнении её жидкостью до указателя уровня налива, соответствующего определенному объему жидкости. Слив жидкости производится самотеком или через насос.
АЦ состоит из стальной сварной цистерны постоянного сечения круглой формы, установленной на шасси. Для гашения гидравлических ударов во время движения, внутри цистерны установлены волнорезы. Цистерна оборудована заливной горловиной с установленным указателем уровня налива. АЦ является транспортной мерой полной вместимости (далее - ТМ). Указатель уровня налива находится в полости цистерны.
Технологическое оборудование предназначено для операций налива-слива нефтепродуктов и включает в себя:
- горловину с указателем уровня;
- съемную крышку горловины с заливным люком и дыхательным клапаном;
- клапан донный;
- кран шаровой;
- рукава напорно-всасывающие;
На боковых сторонах и сзади АЦ имеет знаки ограничения максимальной скорости, надписи и знаки с информационными табличками для обозначения транспортного средства, перевозящего определенный груз. Заводской (серийный) номер наносятся на информационную табличку в виде буквенно-цифровых обозначений ударным методом.
Общий вид АЦ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид автоцистерны АКН-10 7074A0-10
Схема пломбировки для защиты от несанкционированного изменения положения указателя уровня налива, обозначение мест нанесения знака поверки представлены на рисунке 2.
Б (4:1)
Указатель уровня
знака поверки
Верхний борт
цистерны
Место для нанесения
Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного изменения положения указателя уровня налива в полости цистерны, обозначение места нанесения знака поверки
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, дм3
9500
Пределы допускаемой относительной погрешности ТМ, %
±0,4
Разность между номинальной и действительной вместимостью ТМ, %, не более
±2,0
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Снаряженная масса, кг, не более
11500
Длина, мм
8800
Высота, мм
3650
Ширина, мм
2550
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -40 до +45
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации печатным способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Комплектующие
Обозначение
Количество
Автоцистерна
(зав.№ X897074A0H0FP3144)
АКН-10 7074A0-10
1 шт.
Запасные части, инструменты и принадлежности
-
1 шт.
Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 руководства по эксплуатации
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расхода жидкости
[category] => Цистерны
[brand] => ООО "Челябинский машиностроительный завод" (ЧМЗ), г.Челябинск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => X897074A0H0FP3144
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 8
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 4
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 8
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Автоцистерна
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83933-21
[name] => Автоцистерна
[model] => АКН-10 780957
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Исмиль" (ООО "Исмиль"), Республика Татарстан, г. Набережные Челны
[preview_text] => Автоцистерна АКН-10 780957 (далее - АЦ) предназначена для измерений объема нефтепродуктов, нефти и других жидкостей за исключением пищевых.
[page_header] => Автоцистерна АКН-10 780957
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83933-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83933-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83933-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83933-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83933-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83933-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Автоцистерна АКН-10 780957 (далее - АЦ) предназначена для измерений объема нефтепродуктов, нефти и других жидкостей за исключением пищевых.
Описание
Принцип действия АЦ основан на заполнении её жидкостью до указателя уровня налива, соответствующего определенному объему жидкости. Слив жидкости производится самотеком или через насос.
АЦ состоит из стальной сварной цистерны постоянного сечения круглой формы, установленной на шасси. Для гашения гидравлических ударов во время движения, внутри цистерны установлены волнорезы. Цистерна оборудована заливной горловиной с установленным указателем уровня налива. АЦ является транспортной мерой полной вместимости (далее - ТМ). Указатель уровня налива находится в полости цистерны.
Технологическое оборудование предназначено для операций налива-слива нефтепродуктов и включает в себя:
- горловину с указателем уровня;
- съемную крышку горловины с заливным люком и дыхательным клапаном;
- клапан донный;
- кран шаровой;
- рукава напорно-всасывающие;
На боковых сторонах и сзади АЦ имеет знаки ограничения максимальной скорости, надписи и знаки с информационными табличками для обозначения транспортного средства, перевозящего определенный груз. Заводской (серийный) номер наносятся на информационную табличку в виде буквенно-цифровых обозначений ударным методом.
Общий вид АЦ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид автоцистерны АКН-10 780957
Схема пломбировки для защиты от несанкционированного изменения положения указателя уровня налива, обозначение мест нанесения знака поверки представлены на рисунке 2.
Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного изменения положения указателя уровня налива в полости цистерны, обозначение места нанесения знака поверки
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, дм3
9100
Пределы допускаемой относительной погрешности ТМ, %
±0,4
Разность между номинальной и действительной вместимостью ТМ, %, не более
±2,0
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Снаряженная масса, кг, не более
12200
Длина, мм
9200
Высота, мм
3740
Ширина, мм
2550
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -45 до +40
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации печатным способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Комплектующие
Обозначение
Количество
Автоцистерна (зав.№ Z96780957H0000002)
АКН-10 780957
1 шт.
Запасные части, инструменты и принадлежности
-
1 шт.
Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 руководства по эксплуатации
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расхода жидкости
[category] => Цистерны
[brand] => ООО "Исмиль", г. Набережные Челны
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => Z96780957H0000002
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Калибраторы многофункциональные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83936-21
[name] => Калибраторы многофункциональные
[model] => 4000R
[brand_full] => "Transmille Ltd.", Великобритания
[preview_text] => Калибраторы многофункциональные 4000R (далее - калибраторы) предназначены для воспроизведения напряжения и силы постоянного и переменного тока, электрического сопротивления постоянному току, электрической ёмкости, индуктивности, частоты, измерений напряжения и силы постоянного тока и сопротивления постоянному току.
[page_header] => Калибраторы многофункциональные 4000R
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83936-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83936-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83936-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83936-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83936-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Калибраторы многофункциональные 4000R (далее - калибраторы) предназначены для воспроизведения напряжения и силы постоянного и переменного тока, электрического сопротивления постоянному току, электрической ёмкости, индуктивности, частоты, измерений напряжения и силы постоянного тока и сопротивления постоянному току.
Описание
Принцип действия калибраторов основан на автоматическом управлении встроенными прецизионными источниками сигналов, опорными из которых являются: источник напряжения постоянного тока, термоэлектрический преобразователь напряжения переменного тока в постоянный, набор резисторов, ёмкостей и индуктивностей. Калибраторы являются микропроцессорными приборами генераторного типа, оснащены программой самодиагностики. В функции безопасности входит защита от поражения электрическим током. Имеется функция подстройки (девиации) выходных параметров. Калибраторы оснащены интерфейсами USB, GPIB (дополнительно RS232).
Калибраторы выпускаются в двух исполнениях: 4010R, 4015R. Калибраторы имеют одинаковое конструктивное исполнение, но отличаются метрологическими характеристиками.
Конструктивно калибраторы выпускаются в моноблочном исполнении в металлическом корпусе, на передней панели имеется жидкокристаллическое табло индикации и органы управления.
Для расширения функциональных возможностей калибраторы могут комплектоваться встроенными и внешними опциями.
Встроенные опции:
- SIMRC для имитации электрического сопротивления и электрической ёмкости;
- IND для воспроизведения индуктивности;
- FRQ для воспроизведения частоты с повышенной точностью;
- PRT для моделирования термометров сопротивления;
- SCP350, SCP600 являются модулями для поверки осциллографов с полосой пропускания 350 или 600 МГц;
- PWRDDS, PWRSINE для воспроизведение мощности постоянного и переменного тока;
- PWM для воспроизведения скважности импульсов.
Внешние опции:
- EA001A для измерений и имитации сигналов термопар;
- ЕА002 для поверки токовых клещей;
- ЕА008 для измерений пикоамперных токов и больших сопротивлений;
- ЕА3012А для усиления силы тока;
- ЕА013 является источником пикоамперных токов;
- ЕА015 является многоцелевой платформой;
- ЕА3023 для поверки источников питания 3 А/63 В;
- ЕА3024 для усиления напряжения;
- EA3025A для поверки источников питания 60 А/100 В.
Внешние и встроенные опции поставляются по заказу.
Серийный номер наносится на наклейку типографским способом в виде буквенноцифрового кода на верхнюю панель калибратора.
Общий вид калибраторов c указанием места размещения знака утверждения типа представлен на рисунке 1. Нанесение знака поверки на калибраторы и пломбирование не
предусмотрено.
Место размещения знака утверждения типа
Рисунок 1 — Общий вид калибраторов
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) калибраторов представляет собой прошивку микроконтроллера с идентификационными данными, приведённым в таблице 1.
Встроенное ПО записано в микросхемы. Конструкция калибраторов исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.
ПО является метрологически значимым. Метрологические характеристики калибраторов нормированы с учетом влияния ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные
Значение
Идентификационное наименование ПО
Firmware
Номер версии (идентификационный номер ПО), не ниже
не ниже 13.1.10
Цифровой идентификатор ПО
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значения
4010R
4015R
Диапазон воспроизведения напряжения постоянного тока, В с внешней опцией ЕА3024, кВ
от 0 до 1000 от 1 до 10
Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения напряжения постоянного тока, В
таблица 3
Диапазон воспроизведения напряжения переменного тока калибратора 4010R в диапазоне частот от 10 Гц до 1 МГц, В калибратора 4015R в диапазоне частот от 10 Гц до 500 кГц, В с внешней опцией ЕА3024 в диапазоне частот от 40 до 60 Гц, кВ
от 0,001 до 1000 от 0,001 до 1000 от 1 до 5
Пределы допускаемой погрешности воспроизведения напряжения переменного тока, В
таблица 4
таблица 5
Диапазон воспроизведения силы постоянного тока с внешней опцией ЕА3012А, А
с внешней опцией ЕА013, А
от 0 до 30
от 30 до 100 от 2-10'9 до 100-10-6
Пределы допускаемой погрешности воспроизведения силы постоянного тока, А
таблица 6
таблица 7
Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R с внешней опцией ЕА002
таблица 8
Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R со встроенной опцией ЕА3023
таблица 9
Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R со встроенной опцией ЕА3025А
таблица 10
Диапазон воспроизведения силы переменного тока в диапазоне частот от 10 Гц до 30 кГц, А
с внешней опцией ЕА3012А, в диапазоне частот от 40 до 400 Гц, А
от 20-10'6 до 30
от 30 до 70
Пределы допускаемой погрешности воспроизведения силы переменного тока, А
таблица 11
таблица 12
Диапазоны воспроизведения электрического сопротивления постоянному току, Ом
от 0 до 1-109
Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения электрического сопротивления постоянному току, Ом
со встроенной опцией SIMRC, Ом
таблица 13
таблица 14
таблица 15
Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R с внешней опцией ЕА008
таблица 16
Продолжение таблицы 2
Наименование характеристики
Значение для модели
4010R
4015R
Воспроизводимые значения электрической ёмкости при частоте 1 кГц, Ф
1-10’9, 2-10-9, 540-9, 10-10’9, 100М0-9, 1-10-6, 10-10-6
Пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведения электрической ёмкости, %
таблица 17
Диапазон воспроизведения электрической ёмкости со встроенной опцией SIMRC, Ф
от 0,95-10'6 до 100 40-3
Пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведения электрической ёмкости со встроенной опцией SIMRC, %
таблица 18
Воспроизводимые значения индуктивности при частоте 1 кГц со встроенной опцией IND, Гн
1М0-3, 10М0-3, 19М0-3, 29-10-3, 5040-3, 100М0-3, 1, 10
Пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведения индуктивности со встроенной опцией IND, %
таблица 19
Диапазон воспроизведения частоты, Гц
от 1 до 10^ 106
Пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведения частоты, %
со встроенной опцией FRQ, %
±Г10-4
-
±240-3
±Г10-4
Диапазон воспроизведения скважности со встроенной опцией PWM, %
от 5 до 95
Пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведения скважности, %
таблица 20
Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R со встроенной опцией SCP350 или SCP600
таблица 21
Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R со встроенной опцией PRT
таблицы 22, 23
Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R с внешней опцией ЕА001А
таблица 24
Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R со встроенными опциями PWRDDS, PWRSINE
таблицы 25, 26
Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R с внешней опцией ЕА015
таблица 27
Таблица 3 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R в режиме воспроизведения напряжения постоянного тока
Воспроизводимая величина
Поддиапазоны
Верхний предел поддиапазона
Разрешение, мкВ
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, В
Выходное сопротивление, Ом
4010R
4015R
Напряжение постоянного тока
от 0 до 200 мВ включ.
202 мВ
0,01
15-10’6-и*уст + 2-10’6
25-10’6-иуст + 3-10’6
50
св. 0,2 до 2 В включ.
2,02 В
0,1
9-10’6-иуст + 2,5-10’6
15-10’6-иуст + 3-10’6
0,2
св. 2 до 20 В включ.
20,2 В
1
8-10’6-иуст + 24-10’6
15-10’6-иуст + 30-10’6
0,2
св. 20 до 200 В включ.
202 В
10
12-10’6-иуст + 240-10’6
20-10’6-иуст + 300-10’6
0,5
св. 200 до 1000 В
1025 В
100
12-10’6-иуст + 2,4-10’3
20-10’6-иуст +3-10’3
0,7
С внешней опцией
ЕА3024 (усилитель)
Диапазон, кВ
Разрешение, мВ
Пределы допускаемой относительной погрешности, %
от 1 до 10
10
±0,5
*UycT — установленное значение напряжения постоянного тока, В
Таблица 4 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R в режиме воспроизведения напряжения переменного тока
Воспроизводимая величина
Поддиапазоны
Верхний предел поддиапазона
Диапазон частот
Разрешение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, В
Выходное сопротивление, Ом
Напряжение переменного тока
от 1 до
200 мВ включ.
202 мВ
от 10 до 45 Гц включ.
1 мкВ
0,08-10’2-и*уст + 15-10’6
50
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
1 мкВ
0,016-10’2-иуст + 15-10’6
50
св. 1 до 20 кГц включ.
1 мкВ
0,02-10’2-иуст + 28-10’6
50
св. 20 до 100 кГц включ.
1 мкВ
0,1-10’2-иуст + 40-10’6
50
св. 100 до 500 кГц
1 мкВ
0,4-10’2-иуст + 100-10’6
50
св. 0,2 до
2 В включ.
2,02 В
от 10 до 45 Гц включ.
10 мкВ
0,05-10’2-иуст + 180-10’6
0,2
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
10 мкВ
0,016-10’2-иуст + 120-10’6
0,2
св. 1 до 20 кГц включ.
10 мкВ
0,021-10’2-иуст + 180-10’6
0,2
св. 20 до 100 кГц включ.
10 мкВ
0,065-10’2-иуст + 300-10’6
0,2
св. 100 кГц до 1 МГц
10 мкВ
0,3-10’2-иуст + 450-10’6
0,2
св. 2 до
20 В включ.
20,2 В
от 10 до 45 Гц включ
100 мкВ
0,05-10’2-иуСт + 1,6-10’3
0,2
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
100 мкВ
0,016-10’2-иуст + 1-10’3
0,2
св. 1 до 20 кГц включ.
100 мкВ
0,021-10’2-иуст + 1,6-10’3
0,2
св. 20 до 100 кГц
100 мкВ
0,06-10’2-иуст + 3-10’3
0,2
св. 20 до
200 В включ.
202 В
от 30 до 45 Гц включ.
1 мВ
0,05-10’2-иуст + 20-10’3
0,5
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
1 мВ
0,015-10’2-иуст + 12-10’3
0,5
св. 1 до 10 кГц включ.
1 мВ
0,02-10’2-иуст + 16-10’3
0,5
Продолжение таблицы 4
Воспроизводимая величина
Поддиапазоны
Верхний предел поддиапазона
Диапазон частот
Разрешение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, В
Выходное сопротивление, Ом
св. 10 до 40 кГц включ.
1 мВ
0,03-10’2-иуст + 30-10-3
0,5
св. 40 до 100 кГц
1 мВ
0,2-10’2-иуст + 50-10-3
0,5
св. 200 до 1000 В
1020 В
от 30 до 45 Гц включ.
10 мВ
0,055- 10-2-иуст + 200-10-3
0,7
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
10 мВ
0,02-10-2-иуст + 60-10—3
0,7
св. 1 до 10 кГц включ.
10 мВ
0,025-10-2-иуст + 120-10—3
0,7
св. 10 до 20 кГц
10 мВ
0,0З-10-2-иуст + 200-10—3
0,7
С внешней опцией ЕА3024 (усилитель)
Диапазон, кВ
Диапазон частот, Гц
Разрешение, мВ
Пределы допускаемой относительной погрешности, ±, %
от 1 до 5
от 40 до 60
100
0,5
*UycT — установленное значение напряжения переменного тока, В
Таблица 5 - Метрологические характеристики калибраторов 4015R в режиме воспроизведения напряжения переменного тока
Воспроизводимая величина
Поддиапазоны
Верхний предел поддиапазона
Диапазон частот
Разрешение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, В
Выходное сопротивление, Ом
Напряжение переменного тока
от 1 до 200 мВ включ.
202 мВ
от 10 до 45 Гц включ.
1 мкВ
0,07-10’2-и*уст + 25-10’6
50
св. 45 Гц до 10 кГц включ.
1 мкВ
0,025-10’2-иуст + 28-10-6
50
св. 10 до 20 кГц включ.
1 мкВ
0,06- 10’2-иуст + 35-10 6
50
св. 20 до 50 кГц включ.
1 мкВ
0,1 - 10’2-иуст + 40-10 6
50
св. 50 до 100 кГц включ.
1 мкВ
0,32-10’2-иуст + 50-10-6
50
св. 100 до 500 кГц
1 мкВ
0,5-10’2-иуст + 300-10’6
50
св. 0,2 до 2 В включ.
2,02 В
от 10 до 45 Гц включ.
10 мкВ
0,05-10’2-иуст + 70-10’6
0,2
св. 45 Гц до 10 кГц включ.
10 мкВ
0,025-10’2-иуст + 80-10’6
0,2
св. 10 до 20 кГц включ.
10 мкВ
0,065-10’2-иуст + 80-10’6
0,2
св. 20 до 50 кГц включ.
10 мкВ
0,09-10’2-иуст + 150-10’6
0,2
св. 50 до 100 кГц включ.
10 мкВ
0,21-10’2-иуст + 500-10’6
0,2
св. 100 до 500 кГц
10 мкВ
0,45-10’2-иуст + 800-10’6
0,2
св. 2 до 20 В включ.
20,2 В
от 10 до 45 Гц включ.
100 мкВ
0,05-10’2-иуст + 800-10’6
0,2
св. 45 Гц до 10 кГц включ.
100 мкВ
0,025-10’2-иуст + 700-10’6
0,2
св. 10 до 20 кГц включ.
100 мкВ
0,065-10’2-иуст + 800-10’6
0,2
св. 20 до 50 кГц включ.
100 мкВ
0,09-10’2-иуст + 800-10’6
0,2
св. 50 до 100 кГц
100 мкВ
0,21-10’2-иуст + 1,8-10’3
0,2
св. 20 до 200 В включ.
202 В
от 30 до 45 Гц включ.
1 мВ
0,05-10’2-иуст + 5-10’3
0,5
св. 45 Гц до 10 кГц включ.
1 мВ
0,055-10’2-иуст + 7,5-10’3
0,5
св. 10 до 20 кГц включ.
1 мВ
0,075-10’2-иуст + 10-10’3
0,5
св. 20 до 40 кГц включ.
1 мВ
0,09-10’2-иуст + 10-10’3
0,5
св. 40 до 100 кГц
1 мВ
0,21-10’2-иуст + 70-10’3
0,5
св. 200 до 1000 В
1020 В
от 30 до 45 Гц включ.
10 мВ
0,055-10’2-иуст + 100-10’3
0,7
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
10 мВ
0,055-10’2-иуст + 20-10’3
0,7
св. 1 до 5 кГц включ.
10 мВ
0,08-10’2-иуст + 20-10’3
0,7
св. 5 до 10 кГц
10 мВ
0,095-10’2-иуст + 40-10’3
0,7
С внешней опцией ЕА3024
Диапазон, кВ
Диапазон частот, Гц
Разрешение
Пределы допускаемой относительной погрешности, ±, %
от 1 до 5
от 40 до 60
100 мВ
0,5
*Uycm — установленное значение напряжения переменного тока, В
Таблица 6 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R в режиме воспроизведения силы постоянного тока
Воспроизводимая величина
Поддиапазоны
Верхний предел поддиапазона
Разрешение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, А
Сила по-стоян-ного тока
от 0 до 200 мкА включ.
202 мкА
10 пА
0,01-10’2-1* уст + 0,01 -10’6
св. 0,2 до 2 мА включ.
2,02 мА
100 пА
0,005-10’2-1уст + 0,03-10’6
св. 2 до 20 мА включ.
20,2 мА
1 нА
0,005-10’2-1уст + 0,2-10’6
св. 20 до 200 мА включ.
202 мА
10 нА
0,005-10’2-1уст + 2-10’6
св. 0,2 до 2 А включ.
2,02 А
100 нА
0,013-10’2-1уст + 30-10’6
св. 2 до 20 А включ.
20,2 А
1 мкА
0,03-10’2-1уст + 300-10’6
св. 20 до 30 А
30 А
10 мкА
0,05-10’2-1уст + 450-10’6
С внешней опцией ЕА3012А (усилитель)
Диапазон
Разрешение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, А
от 30 до 100 А
10 мА
0,08-10’2-1уст + 10-10’3
С внешней опцией ЕА013 (источник пикоамперных токов)
Верхний предел поддиапазона
Разрешение
Пределы допускаемой относительной погрешности, %
10 нА
1 пА
±0,5
100 нА
10 пА
1 мкА
100 пА
10 мкА
1 нА
100 мкА
10 нА
*1уст — установленное значение силы постоянного тока, А
Таблица 7 - Метрологические характеристики калибраторов 4015R в режиме воспроизведения силы постоянного тока
Воспроизводимая величина
Поддиапазоны
Верхний предел поддиапазона
Разрешение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, А
Сила постоянного тока
от 0 до 200 мкА включ.
202 мкА
10 пА
0,01-10-2-I* уст + 0,03-10-6
св. 0,2 до 2 мА включ.
2,02 мА
100 пА
0,008-10-2-1уст + 0,04-10-6
св. 2 до 20 мА включ.
20,2 мА
1 нА
0,005-10-2-1уст + 0,3-10—6
св. 20 до 200 мА включ.
202 мА
10 нА
0,008-10-2-1уст + 3-10—6
св. 0,2 до 2 А включ.
2,02 А
100 нА
0,015-10-2-1уст + 35-10—6
св. 2 до 30 А
30 А
1 мкА
0,04-10-2-1уст + 350-10—6
С внешней опцией ЕА3012А (усилитель)
Диапазон
Разрешение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, А
от 30 до 100 А
10 мА
0,08-10-2-1уст + 10-10—3
С внешней опцией ЕА013 (источник пикоамперных токов)
Верхний предел поддиапазона
Разрешение
Пределы допускаемой относительной погрешности, %
10 нА
1 пА
±0,5
100 нА
10 пА
1 мкА
100 пА
10 мкА
1 нА
100 мкА
10 нА
*1уст — установленное значение силы постоянного тока, А
Таблица 8 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R с внешней опцией ЕА002 (модуль поверки токовых клещей)
Тип катушки
Диапазон силы тока на входе
Диапазон силы тока на выходе, А
Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения силы тока, ±, А
4010R
4015R
1
2
3
4
5
6
2-витковая катушка
DC
от 0 до 30 А
от 0 до 60
0,4940’Ч*уСт + 0,072
0,4940-2 •V + 0,09
AC
от 0 до 30 А в диапазоне частот от 30 до 60 Гц
10-витковая катушка
DC
от 0 до 30 А
от 0 до 300
0,640’Чуст + 0,112
0,640’Чуст + 0,13
AC
от 0 до 30 А в диапазоне частот от 30 до 60 Гц
50-витковая катушка
DC
от 0 до 30 А
от 0 до 1500
0,4640’Чуст + 0,42
0,46-10-2 -Тусг + 0,44
AC
от 0 до 30 А в диапазоне частот от 30 до 60 Гц
*1уст — установленное значение силы постоянного тока, А
Таблица 9 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R со встроенной опцией ЕА3023 (для определения характеристик источников питания 3 А/63 В)
Характеристики
Значение
Диапазон измерений напряжения постоянного тока, В
от 0 до 63
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений напряжения постоянного тока, В
±(0,02-10-2-U* + 0,020)
Диапазон регулируемой силы тока через электронную нагрузку, А
от 0 до 3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений силы постоянного тока, А
±(0,05-10-2-Г + 0,001)
*U - измеренное значение напряжения постоянного тока, В;
**I — измеренное значение силы постоянного тока, А
Таблица 10 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R со встроенной опцией EA3025A (для определения характеристик источников питания 60 А/100 В)
Характеристики
Значение
Диапазон измерений напряжения постоянного тока, В
от 0 до 100
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений напряжения постоянного тока, В
±(0,02-10-2-U* + 0,030)
Диапазон регулируемой силы тока через электронную нагрузку, А
от 0 до 60
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений силы постоянного тока, А
±(0,05-10’2-1** + 0,030)
*U - измеренное значение напряжения постоянного тока, В;
**I — измеренное значение силы постоянного тока, А
Таблица 11- Метрологические характеристики калибраторов 4010R в режиме воспроизведения силы переменного тока
Воспроизводимая величина
Поддиапазоны
Диапазон частот
Разрешение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, А
Сила переменного тока
от 20 до
200 мкА
от 10 до 45 Гц включ.
1 нА
0,2-10"2-1*уст + 0,25-10’6
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
0,07-10’2-1уст + 0,15-10’6
св. 1 до 10 кГц включ.
0,8-10-2-1уст + 0,25-10’6
св. 10 до 30 кГц
1,6- 10’2-1уСт + 0,4-10’6
от 0,2 до
2 мА
от 10 до 45 Гц включ.
10 нА
0,2-10’2-1уст + 0,25-10’6
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
0,06-10’2-1уст + 0,2-10’6
св. 1 до 10 кГц включ.
0,5-10’2-1уст + 0,3-10’6
св. 10 до 30 кГц
1-10’2-1уст + 0,6-10’6
от 2 до
20 мА
от 10 до 45 Гц включ.
100 нА
0,2-10’2-1уст + 3-10’6
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
0,04-10’2-1уст + 2-10’6
св. 1 до 10 кГц включ.
0,25-10’2-1уст + 3-10’6
св. 10 до 30 кГц
0,5-10’2-1уст + 4-10’6
от 20 до 200 мА
от 10 до 45 Гц включ.
1 мкА
0,2-10’2-1уст + 30-10’6
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
0,04-10’2-1уст + 20-10’6
св. 1 до 10 кГц включ.
0,5-10’2-1уст + 40-10’6
св. 10 до 30 кГц
0,7-10’2-1уст + 200-10’6
от 0,2 до 2 А
от 10 до 45 Гц включ.
10 мкА
0,2-10’2-1уст + 300-10’6
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
0,06-10’2-1уст + 200-10’6
св. 1 до 5 кГц включ.
0,5-10’2-1уст + 400-10’6
св. 5 до 10 кГц включ.
0,6- 10’2-1уст + 1-10’3
св. 10 до 30 кГц
2,5-10’2-1уст + 5-10’3
от 2 до 30 А
от 30 до 45 Гц включ.
100 мкА
0,2-10’2-1уст + 3-10’3
св. 45 до 100 Гц включ.
0,08-10’2-1уст + 2-10’3
св. 100 Гц до 1 кГц включ.
0,3-10’2-1уст + 4-10’3
св. 1 до 5 кГц включ.
0,6- 10’2-1уст + 4-10’3
св. 5 до 10 кГц
3-10’2-1уст + 5-10’3
С внешней опцией ЕА3012А (усилитель)
от 30 до 70 А
от 40 до 400 Гц
10 мА
0,08-10’2-1уст + 10-10’3
*1уст - установленное значение силы переменного тока, А
Таблица 12 - Метрологические характеристики калибраторов 4015R в режиме воспроизведения силы переменного тока
Воспроизводимая величина
Поддиапазоны
Диапазон частот
Разрешение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, А
Сила пере-мен-ного тока
от 20 до
200 мкА
от 10 до 20 Гц включ.
1 нА
0,2- 10’2-1*уст + 0,1-10 6
св. 20 до 45 Гц включ.
0,15-10-2-1уст + 0,1-10-6
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
0,13- 10-2-1уст + 0,1-10’6
св. 1 до 5 кГц включ.
0,3 - 10-2-1уст + 0,15-10’6
св. 5 до 10 кГц включ.
0,8- 10"2-1уст + 0,25-10’6
св. 10 до 30 кГц
1,6- 10’2-1уст + 0,4-10’6
от 0,2 до
2 мА
от 10 до 20 Гц включ.
10 нА
0,2-10’2-1уст + 0,15-10’6
св. 20 до 45 Гц включ.
0,12-10’2-1уст + 0,15-10’6
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
0,06- 10’2-1уст + 0,15-10’6
св. 1 до 5 кГц включ.
0,2-10’2-1уст + 0,2-10’6
св. 5 до 10 кГц включ.
0,5 - 10’2-1уст + 0,3-10’6
св. 10 до 30 кГц
1,0- 10’2-1уСт + 0,4-10’6
от 2 до
20 мА
от 10 до 20 Гц включ.
100 нА
0,18- 10’2-1уст + 2-10’6
св. 20 до 45 Гц включ.
0,09-10’2-1уст + 2-10’6
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
0,04-10’2-1уст + 2-10’6
св. 1 до 5 кГц включ.
0,08-10’2-1уст + 2-10’6
св. 5 до 10 кГц включ.
0,2-10’2-1уст + 3-10’6
св. 10 до 30 кГц
0,4- 10’2-1уст + 4-10’6
от 20 до
200 мА
от 10 до 20 Гц включ.
1 мкА
0,18- 10’2-1уст + 20-10’6
св. 20 до 45 Гц включ.
0,09-10’2-1уст + 20-10’6
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
0,04-10’2-1уст + 20-10’6
св. 1 до 5 кГц включ.
0,1 - 10’2-1уст + 50-10’6
св. 5 до 10 кГц включ.
0,25-10’2-1уст + 50-10’6
св. 10 до 30 кГц
0,4- 10’2-1уст + 200-10’6
от 0,2 до 2 А
от 10 до 20 Гц включ.
10 мкА
0,18- 10’2-1уст + 100-10’6
св. 20 до 45 Гц включ.
0,17- 10’2-1уст + 150-10’6
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
0,05-10’2-1уст + 100-10’6
св. 1 до 5 кГц включ.
0,6- 10’2-1уст + 1-10’3
от 5 до 10 кГц
1,5 - 10’2-1уст + -1-10’3
Продолжение таблицы 12
Воспроизводимая величина
Поддиапазоны
Диапазон частот
Разрешение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, А
от 2 до 30 А
от 10 до 20 Гц включ.
100 мкА
0,2-10"2-1уст + 3-10"3
св. 20 до 45 Гц включ.
0,2-10"2-1уст + 3-10"3
св. 45 Гц до 1 кГц включ.
0,09-10’2-1уст + 2-10"3
св. 1 до 5 кГц
0,6 • 10’2- 1уст + 4-10"3
С внешней опцией ЕА3012А (усилитель)
от 30 до 70 А
от 40 до 400 Гц
10 мА
0,08-10’2-1уст + 10Л0’3
*1уст - установленное значение силы переменного тока, А
Таблица 13 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R в режиме воспроизведения электрического сопротивления постоянному току
Воспроизводимая величина
Номинальные значения
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, Ом
Максималь-ный ток, А
Максимальное напря-же-ние, В
2-х проводная схема подключения
4-х проводная схема подключения
Электрическое со-противление постоянному току
0 Ом
0,035
0,005
0,5
-
0,1 Ом
0,0025Л0-2^*уСТ + 0,035
0,0025 •10-2<И*уст + 0,005
0,5
-
1 Ом
0,0025Л0-2^уСТ + 0,035
0,0025 •10-2<Иуст + 0,005
0,4
-
10 Ом
0,0025Л0-2^уСТ + 0,035
0,0025 •10-2<Иуст + 0,005
0,3
-
100 Ом
0,0018Л0-2^уст + 0,035
0,0018Л0-2^уст + 0,005
0,1
-
1 кОм
0,0018Л0-2^уст + 0,005
0,0018Л0-2^уст + 0,005
-
10
10 кОм
0,0008^10-2<Иуст + 0,05
0,0008^10-2<Иуст + 0,05
-
50
100 кОм
0,0018Л0-2^уст + 0,5
0,0018Л0-2^уст + 0,5
-
100
1 МОм
0,0025^10-2<Иуст + 5
-
-
100
10 МОм
0,00940-2^уст + 100
-
-
100
100 МОм
0,18Л0-2^уст + 2000
-
-
100
1 ГОм
1-10-2-RyCT + 30000
-
-
100
*^^уст - воспроизводимое значение электрического сопротивления, Ом
Таблица 14 - Метрологические характеристики калибраторов 4015R в режиме воспроизведения электрического сопротивления постоянному току
Воспроизводимая величина
Номинальные значения
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, Ом
Максимальный ток, А
Максимальное напряжение, В
2-х проводная схема подключения
4-х проводная схема подключения
Электрическое со-против-ле-ние постоянному току
0 Ом
0,035
0,005
0,5
-
0,1 Ом
0,015-10-2<И*уст + 0,035
0,015-10-2<И*уст + 0,005
0,5
-
1 Ом
0,01-10-2<Иуст + 0,035
0,01-10-2<Иуст + 0,005
0,4
-
10 Ом
0,01-10-2<Иуст + 0,035
0,01-10-2<Иуст + 0,005
0,3
-
100 Ом
0,005-10-2<Иуст + 0,035
0,005-10-2<Иуст + 0,005
0,1
-
1 кОм
0,004-10-2<Иуст + 0,04
0,004-10-2<Иуст + 0,04
-
10
10 кОм
0,004-10-2<Иуст + 0,4
0,004-10-2<Иуст + 0,4
-
50
100 кОм
0,004-10-2<Иуст + 4
0,004-10-2<Иуст + 4
-
100
1 МОм
0,01-10-2<Иуст + 40
-
-
100
10 МОм
0,035-10-2<Иуст + 400
-
-
100
100 МОм
0,5-10-2<Иуст + 4000
-
-
100
1 ГОм
1 - 10-2<Иуст + 40000
-
-
100
*Т-1 ______ _____ _ _ _ _ ________ _
Ryct - воспроизводимое значение электрического сопротивления, Ом
Таблица 15 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R в режиме воспроизведения электрического сопротивления со встроенной опцией SIMRC (моделирование электрического сопротивления)
Диапазон воспроизведения электрического сопротивления
Разрешение
Измерительный ток
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, Ом
от 0 до 100 Ом включ.
10 мОм
20 мА
0,01-10-2<И*д + 50-10’3
св. 100 до 330 Ом включ.
10 мОм
20 мА
0,01-10-2- Rд + 5040’3
св. 330 Ом до 1 кОм включ.
100 мОм
2 мА
0,01-10-2- Rд + 5040’3
св. 1 до 3,3 кОм включ.
100 мОм
2 мА
0,01-10-2- Rд + 5040’3
св. 3,3 до 10 кОм включ.
1 Ом
300 мкА
0,01-10-2- Rд + 5040’3
св. 10 до 33 кОм включ.
1 Ом
300 мкА
0,01-10-2- Rд + 5040’3
св. 33 до 100 кОм включ.
10 Ом
40 мкА
0,01-10-2- Rд + 5040’3
св. 100 до 330 кОм включ.
10 Ом
40 мкА
0,01-10-2- Rд + 5040’3
св. 330 кОм до 1 МОм включ.
100 Ом
4 мкА
0,01-10-2- Rд + 5040’3
св. 1 до 3,3 МОм включ.
100 Ом
4 мкА
0,01-10-2- Rд + 5040’3
св. 3,3 до 10 МОм включ.
1 кОм
0,4 мкА
0,01-10-2- Rд + 50
св. 10 до 33 МОм включ.
1 кОм
0,4 мкА
0,01-10-2- Rд + 2,5-103
св. 33 до 100 МОм
10 кОм
0,2 мкА
0,05-10-2- Rд + 100-103
св. 110 до 330 МОм включ.
10 кОм
0,2 мкА
1-10-2- Rд + 100-103
св. 330 МОм до 1 ГОм
100 кОм
10 нА
2-10-2- Rд + 500-103
*Т-1 _ _ _____ _ _____ _______ _ _ _ ________ _
R£; - верхнее значение диапазона воспроизведения электрического сопротивления, Ом
Таблица 16 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R с внешней опцией ЕА008 (модуль измерений пикоамперных токов и высокого сопротивления)
Измерение силы постоянного тока
Измерение сопротивления постоянному току
Верхнее значение подлиапа-зоны
Разрешение
Пределы допускаемой относительной погрешности, %
Испытательное напряжение
Диапазоны измерений сопротивления постоянному току
Пределы допускаемой относительной погрешности, %
10 нА
1 пА
±0,5
50 В
от 500 кОм до 50 ГОм
±0,5
100 нА
10 пА
100 В
от 1 МОм до 100 ГОм
1 мкА
100 пА
250 В
от 3 МОм до 250 ГОм
10 мкА
1 нА
500 В
от 5 МОм до 500 ГОм
100 мкА
10 нА
1000 В
от 10 МОм до 1 ТОм
Таблица 17 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R в режиме воспроизведения электрической ёмкости при частоте 1 кГц
Воспроизводимая величина
Номинальные значения электрической ёмкости
Максимальное напряжение, В
Разрешение
Пределы допускаемой относительной погрешности, ±, %
Электри-че-ская ёмкость
1 нФ
50
0,1 пФ
0,25
2 нФ
50
0,1 пФ
0,25
5 нФ
50
0,1 пФ
0,25
10 нФ
50
0,1 пФ
0,25
100 нФ
50
10 пФ
0,25
1 мкФ
30
100 пФ
0,4
10 мкФ
20
1 нФ
0,6
Таблица 18 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R со встроенной
опцией SIM
RC (режим имитации электрической ёмкости)
Воспроизводимая величина
Диапазон воспроизведения электрической ёмкости
Максимальное напряжение, В
Разрешение
Пределы допускаемой относительной погрешности, %
Электрическая ёмкость
от 0,95 до 9,5 мкФ включ.
8
1 нФ
±0,7
св. 9,5 до 95 мкФ включ.
8
10 нФ
св. 95 мкФ до 0,95 мФ включ.
8
100 нФ
св. 0,95 мФ до 9,5 мФ велюч.
8
1 мкФ
св. 9,5 мФ до 100 мФ
8
1 мкФ
Таблица 19 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R со встроенной опцией IND (режим воспроизведения индуктивности)____________________________________
Воспроизводимая величина
Номинальные значения
Максимальный ток
Сопротивление постоянному току, Ом
Разрешение
Пределы допускаемой относительной погрешности, %
Индуктивность
1 мГн
30 мА
7,8
100 нГн
±0,5
10 мГн
25 мА
24
1 мкГн
19 мГн
20 мА
33
1 мкГн
29 мГн
20 мА
41
1 мкГн
50 мГн
20 мА
54
1 мкГн
100 мГн
20 мА
78
10 мкГн
1 Гн
10 мА
260
100 мкГн
10 Гн
1 мА
950
1 мГн
Таблица 20 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R со встроенной опцией PWM (воспроизведение скважности)
Диапазон номинальных значений
Пределы допускаемой относительной погрешности, ±, %
Скважность
Частота
от 5 до 95 %
от 1 до 10 Гц включ.
0,03
св. 10 до 100 Гц включ.
0,006
св. 100 Гц до 1 кГц включ.
0,06
св. 1 до 10 кГц
0,6
Таблица 21 — Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R со встроенной опцией SCP350 или SCP600
Наименование характеристики
Значение
SCP350
SCP600
Допустимые значения коэффициентов отклонения
2 мВ/дел, 5 мВ/дел, 10 мВ/дел, 20 мВ/дел, 50 мВ/дел, 100 мВ/дел, 200 мВ/дел, 500 мВ/дел, 1 В/дел, 2 В/дел, 5 В/дел, 10 В/дел, 20 В/дел, 50 В/дел
Диапазон воспроизведения напряжения постоянного тока и амплитуды прямоугольных импульсов при нагрузке 1 МОм, В/дел
от 2-10-3 до 50
Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения напряжения постоянного тока и отклонения амплитуды прямоугольных импульсов при нагрузке 1 МОм, мкВ
±(1-10'4-U*+20)
Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения напряжения прямоугольного импульса при нагрузке 1 МОм, мкВ
±(Г10-3^и'**+40)
Допускаемые значения временных маркеров
2 нс/дел, 5 нс/дел, 10 нс/дел, 20 нс/дел, 50 нс/дел, 100 нс/дел, 200 нс/дел, 500 нс/дел, 1 мс/дел, 2 мс/дел, 5 мс/дел, 10 мс/дел, 20 мс/дел, 50 мс/дел, 100 мс/дел, 200 мс/дел, 500 мс/дел, 1 с/дел, 2 с/дел, 5 с/дел
Пределы допускаемой относительной погрешности установки временных маркеров, %
±540-4
Диапазон частот нормированного по амплитуде гармонического сигнала, МГц
от 5 до 350
от 5 до 600
Размах нормированного гармонического сигнала частотой 50 кГц при нагрузке 50 Ом, мВ
600±10
Продолжение таблицы 21
Наименование характеристики
Значение
SCP350 SCP600
Пределы допускаемой относительной погрешности установки частоты нормированного гармонического сигнала частотой 50 кГц, %
±0,003
Пределы допускаемой неравномерности амплитуды гармонического сигнала относительно нормированного значения на частоте 50 кГц, %
±12
*U - воспроизводимое значение напряжения постоянного тока, мкВ;
**U' - воспроизводимое значение напряжения прямоугольного импульса, мкВ
Таблица 22 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R , 4015R со встроенной опцией PRT (режим моделирования температуры)
Проверяемые точки
Активное сопротивление, Ом
Максимальная мощность, Вт
Максимальное напряжение, В
Максимальный ток, мА
Разрешение
Пределы* допускаемой относительной погрешности, ±, %
-100°С
60,25
0,2
3,47
57,62
1 м°С
0,01
0 °С
100,0
0,2
4,47
44,72
1 м°С
0,01
+30 °С
111,67
0,2
4,73
42,32
1 м°С
0,01
+60 °С
123,24
0,2
4,96
40,28
1 м°С
0,01
+100°С
138,50
0,2
5,26
38,00
1 м°С
0,01
+200 °С
175,84
0,2
5,93
33,73
10 м°С
0,01
+300 °С
247,04
0,2
7,03
28,45
10 м°С
0,01
+800 °С
375,51
0,2
8,67
23,08
10 м°С
0,01
* 4-х проводная схема подключения
Таблица 23 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R со встроенной
опцией PRT (режим моделирования термометра сопротивления)
Тип термометра сопротивления
Диапазон температуры, °С
Разрешение
Пределы* допускаемой абсолютной погрешности, ±, °С
PT25
от -200 до 0 включ.
10 м°С
0,50
св. 0 до +800
10 м°С
0,60
PT100
от -200 до 0 включ.
10 м°С
0,13
св. 0 до +800
10 м°С
0,55
PT250
от -200 до 0 включ.
10 м°С
0,25
св. 0 до +800
10 м°С
0,30
PT500
от -200 до +260 включ.
10 м°С
0,10
св. +260 до +500
10 м°С
0,90
PT1000
от -200 до 0 включ.
10 м°С
0,08
св. 0 до +800
10 м°С
0,45
* 2-проводная схема подключения
Таблица 24 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R с внешней опцией ЕА001А (режим моделирования термопар)
Тип термопары
Диапазон температуры, °С
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, °С
J
от -210 до -100 включ.
0,23
св. -100 до -30 включ.
0,11
св. -30 до +150 включ.
0,09
св. +150 до +760 включ.
0,14
св. +760 до +1200
0,19
K
от -200 до -100 включ.
0,27
св. -100 до -25 включ.
0,15
св. -25 до +120 включ.
0,11
св. +120 до +1000 включ.
0,20
св. +1000 до +1370
0,26
T
от -250 до -150 включ.
0,6
св. -150 до 0 включ.
0,10
св. 0 до +120 включ.
0,09
св. +120 до +400
0,11
R
от 0 до +250 включ.
0,8
от +250 до +1000 включ.
0,44
св. +1000 до +1760
0,51
Продолжение таблицы 24
Тип термопары
Диапазон температуры, °С
Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ±, °С
S
от 0 до +250 включ.
0,8
св. +250 до +1000 включ.
0,44
св. +1000 до +1760
0,51
B
от +600 до +1820
0,75
N
от -200 до -100 включ.
0,42
св. -100 до +410 включ.
0,2
св. +410 до +1300
0,24
E
от -250 до -100 включ.
0,5
св. -100 до +650 включ.
0,12
св. +650 до +1000
0,15
Таблица 25 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R со встроенными опциями PWRDDS, PWRSINE (воспроизведение мощности постоянного и переменного тока)
Характеристика
Значение
Диапазон воспроизведения напряжения постоянного тока, В
от 1 до 1000
Пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведения напряжения постоянного тока в поддиапазонах, % от 1 до 20 В включ.
св. 20 до 1000 В
±0,0025
±0,0030
Диапазон воспроизведения силы постоянного тока
от 0,5 мА до 30 А
Пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведения силы постоянного тока в поддиапазонах, %
от 0,5 мА до 300 мА включ.
св. 0,3 до 2 А
от 2,01 до 30 А
±0,1 ±0,015 ±0,04
Диапазон воспроизведения силы постоянного тока с внешней опцией ЕА002
таблица 8
Пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведения силы постоянного тока с внешней опцией ЕА002
Диапазон воспроизведения напряжения переменного тока, В
от 1 до 1000
Пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведения напряжения переменного тока в поддиапазонах, % от 1 до 20 В включ.
св. 20 до 1000 В
±0,035 ±0,04
Диапазон частот при напряжении переменного тока от 1 до 699 В, Гц
от 40 до 400
Диапазон частот при напряжении переменного тока от700 до 1000 В, Гц
от 46 до 400
Диапазон воспроизведения силы переменного тока, А
от 540’4 до 30
Продолжение таблицы 25
Характеристика
Значение
Пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведения силы переменного тока в поддиапазонах, %
от 0,5 до 200 мА включ.
св. 0,2 до 2 А
от 2,01 до 30 А
±0,2 ±0,1 ±0,05
Диапазон воспроизведения силы переменного тока с внешней опцией ЕА002
таблица 8
Пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведения силы переменного тока с внешней опцией ЕА002
Диапазон установки угла фазового сдвига, градус
от 0 до 359,9
Пределы допускаемой погрешности установки угла фазового сдвига, градус
при частоте 50 Гц
при частоте 400 Гц
±0,209 ±0,97
Таблица 26 - Дополнительные характеристики для опции PWRDDS
Характеристика
Значение
Число гармоник
48 (с 2 по 49)
Диапазон частот основного тона (1-ая гармоника), Гц
от 40 до 400
Диапазон частот гармоник, Гц
от 80 до 2-104
Допускаемая относительная погрешность воспроизведения частоты гармоник
±(0,1 % + (N*-0,08 %)
Дискретность установки амплитуды гармоник (в процентах от 1-ой гармоники)
0,1
Диапазон фаз гармоник, градус
от 0 до 360
Дискретность установки фазы гармоник, градус
0,1
Диапазон воспроизведения напряжения гармонического сигнала, В
от 2 до 1000
Диапазон воспроизведения силы тока гармонического сигнала, А
от 0,3 до 30
*
N - номер гармоники
Таблица 27 - Метрологические характеристики калибраторов 4010R, 4015R с внешней опцией ЕА015 (многоцелевая платформа)
Вид измерений
Диапазон
Разрешение
Пределы допускаемой относительной погрешности
Имитация сопротивления изоляции
от 100 кОм до 5 МОм
10 кОм
±0,2 %
от 5,01 МОм до 2 ГОм
10 кОм
±3 %
Вид измерений
Верхнее значение диапазона
Разрешение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
Измерение ис-питательного напряжения
50 В
10 мВ
±(0,5 •Ю’2 U*+0,02) В
100 В
10 мВ
±(0,5 •Ю’2 U+0,02) В
250 В
10 мВ
±(0,5 •Ю’2 U+0,02) В
500 В
10 мВ
±(0,5 •Ю’2 U+0,02) В
1000 В
10 мВ
±(0,5 •Ю’2 U*+0,02) В
Вид измерений
Диапазон
Разрешение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
Воспроизве-де-ние электрического сопротивления постоянному току
1,9 Ом
1 мОм
±(0,240’2 R**+0,05) Ом
10 Ом
10 мОм
±(0,240’2 R+0,05) Ом
19 Ом
10 мОм
±(0,240’2 R+0,05) Ом
190 Ом
100 мОм
±(0,240’2 R+0,05) Ом
1 кОм
1 Ом
±(0,240’2 R+0,05) Ом
Измерение напряжения постоянного тока
100 мВ
10 мкВ
±(0,0240’2 U'***+0,02) мВ
1 В
10 мкВ
±(0,0240’2 U'+0,2) мВ
30 В
100 мкВ
±(0,0240’2 U'+l) мВ
Измерение силы постоянного тока
30 мА
1 мкА
±(0,0340’2 i****+5) мкА
Моделирование термопар
Типы термопар J, K, T, R, S, B, N, E
(данные таблицы 24)
Воспроизведение силы постоянного и переменного тока
(данные таблиц 6, 7, 8, 11, 12)
* U - измеренное значение испытательного напряжения, В;
* * R - воспроизводимое значение электрического сопротивления постоянному току, Ом;
* ** U - измеренное значение напряжения постоянного тока, мВ;
* *** I - измеренное значение силы постоянного тока, мкА
Таблица 28 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Параметры электрического питания
напряжение переменного тока, В
от 198 до 242
частота переменного тока, Г ц
50/60
Потребляемая мощность, Вт, не более
200
Габаритные размеры, мм, не более
высота
190
длина
460
ширина
430
Масса , кг, не более
25
Рабочие условия измерений
температура окружающего воздуха, °С
от +10 до +35
относительная влажность окружающего воздуха, %, не более
80
атмосферное давление, кПа
от 84 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и на маркировочную наклейку калибратора типографским способом.
Комплектность
Таблица 29 - Комплектность калибратора
Наименование
Обозначение
Количество
Калибратор многофункциональный 4000R
1 шт.
Комплект ЗИП
1 шт.
Руководство по эксплуатации
4000К001.РЭ
1 экз.
Программное обеспечение
1 комплект
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Методы измерений» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 года №3457 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы».
Приказ Росстандарта от 29 мая 2018 года №1053 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений переменного электрического напряжения до 1000 В в диапазоне частот от 1-10’1 до 2-109 Гц».
Приказ Росстандарта от 1 октября 2018 года №2091 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1А0-16 до 100 А».
Приказ Росстандарта от 14 мая 2015 года №575 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы переменного электрического тока от 1-10’8 до 100 А в диапазоне частот от 1-10-1 до 1-106 Гц».
Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 года №3463 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений импульсного электрического напряжения от 1-10’8 до 100 А в диапазоне частот от 1-10-1 до 1-106 Гц».
Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 года №3456 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока».
Приказ Росстандарта от 31 июля 2018 года №1621 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».
ГОСТ 8.371-80 ГСИ. Государственный первичный эталон и общесоюзная поверочная схема для средств измерений электрической емкости
ГОСТ Р 8.732-2011 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений индуктивности
[category] =>
[brand] => Фирма "Transmille Ltd.", Великобритания
[country] => СОЕДИНЕННОЕ КОРОЛЕВСТВО
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 22
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 22
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Хевел"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83929-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Хевел"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ЕЭС-Гарант" (ООО "ЕЭС-Гарант"), Московская область, Красногорский р-н, 26 км автодороги "Балтия"
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Хевел» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Хевел"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83929-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83929-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83929-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83929-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Хевел» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ООО «Хевел», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации частоты и времени Метроном 300 (далее - УСВ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС/GPS). УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 12.1.0.0
Цифровой идентификатор ПО
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСВ
Основная погрешность, %
Погрешность в рабочих условиях, %
1
ПС 35 кВ Хевел, КРУ 35 кВ, 1с. 35 кВ, яч. 102, ВЛ 35 кВ Фидер 3 - Хевел от Новочебоксарской
ТЭЦ-3
TCF4F
Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 40735-09
VRP4n
Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3
Рег. № 40742-09
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17
Метроном-300 Рег. № 74018-19
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±3,0
±4,8
2
ПС 35 кВ Хевел, КРУ 35 кВ, 2с. 35 кВ, яч. 203, ВЛ 35 кВ Фидер 3 - Хевел от Новочебоксарской
ТЭЦ-3
TCF4F
Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 40735-09
VRP4n
Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3
Рег. № 40742-09
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±3,0
±4,8
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
±5
Продолжение таблицы 2
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд 1=0,05^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 2 от 0 до плюс 40 °C.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
5 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.
6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
2
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином
от 99 до 101
- ток, % от 1ном
от 100 до 120
- частота, Гц
от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9
0,9
- температура окружающей среды, оС
от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином
от 90 до 110
- ток, % от 1ном
от 5 до 120
- коэффициент мощности
от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц
от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС
от -40 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС
от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС
от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
114
- при отключении питания, лет, не менее
45
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Т ип/Обозначение
Количество, шт./Экз.
Трансформатор тока
TCF4F
6
Трансформатор напряжения
VRP4n
6
Счётчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М
2
Устройство синхронизации времени
Метроном-300
1
Программное обеспечение
«АльфаЦЕНТР»
1
Паспорт-Формуляр
ЕГ.01.095-ПФ
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Хевел», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "ЕЭС.Гарант", Московская обл.
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 095
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Трансформаторы напряжения
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83925-21
[name] => Трансформаторы напряжения
[model] => JDZX9-6
[brand_full] => Dalian North Instrument Transformer Group Co., Ltd., Китай
[preview_text] => Трансформаторы напряжения JDZX9-6 (далее по тексту - трансформаторы) предназначены для передачи измерительной информации средствам измерений, устройствам защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических установках переменного тока промышленной частоты.
[page_header] => Трансформаторы напряжения JDZX9-6
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83925-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83925-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83925-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83925-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83925-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Трансформаторы напряжения JDZX9-6 (далее по тексту - трансформаторы) предназначены для передачи измерительной информации средствам измерений, устройствам защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических установках переменного тока промышленной частоты.
Описание
Принцип действия трансформаторов основан на преобразовании переменного тока одного напряжения в переменный ток другого напряжения посредством электромагнитной индукции при неизменной частоте и без существенных потерь мощности.
Трансформаторы являются однофазными заземляемыми трансформаторами опорного типа, с литой изоляцией из эпоксидного компаунда. Компаундное литье выполняет одновременно функции изолятора и несущей конструкции. Выводы вторичных обмоток помещены в контактной коробке, закрепленной на основании. Для крепления трансформаторов на основании имеются отверстия под болты.
Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится на табличку трансформатора типографским способом в месте, указанном на рисунке 1.
Нанесение знака поверки на трансформаторы не предусмотрено. Знак поверки наносится в паспорт трансформатора и (или) свидетельство о поверке в соответствии с действующим законодательством.
Знак утверждения типа на трансформаторы не наносится.
Общий вид трансформаторов и обозначение места нанесения заводского номера, представлены на рисунке 1. Пломбирование трансформаторов не предусмотрено.
Место нанесения заводского номера
Рисунок 1 - Общий вид трансформаторов и обозначение места нанесения заводского номера
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
7,2
Номинальное первичное напряжение, кВ
6/\3
Номинальное вторичное напряжение, В
100/^3
Класс точности основной вторичной обмотки
0,2
Класс точности дополнительной вторичной обмотки
3Р
Номинальная мощность основной и дополнительной вторичных обмоток, ВА
30
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры, мм, не более
- длина
347
- ширина
162
- высота
253
Масса, кг, не более
28
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -25 до +40
- относительная влажность, %
до 95
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта трансформатора типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформатор напряжения
JDZX9-6
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
указаны в разделе 2 «Основные сведения об изделии» документа «Трансформатор напряжения
JDZX9-6. Паспорт».
Нормативные документы
ГОСТ 1983-2015 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия
[category] => Трансформаторы
[brand] => Компания "Dalian No.1 Instrument Transformer Co., Ltd.", Китай
[country] => КИТАЙ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 8 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Системы многофункциональные измерительные аэрогазового контроля, связи, передачи информации и управления оборудованием
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83932-21
[name] => Системы многофункциональные измерительные аэрогазового контроля, связи, передачи информации и управления оборудованием
[model] => "Granch МИС"
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью научно-производственная фирма "Гранч" (ООО НПФ "Гранч"), г. Новосибирск
[preview_text] => Системы многофункциональные измерительные аэрогазового контроля, связи, передачи информации и управления оборудованием «Granch МИС» (далее - МИС) предназначены для:
[page_header] => Системы многофункциональные измерительные аэрогазового контроля, связи, передачи информации и управления оборудованием "Granch МИС"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83932-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83932-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83932-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83932-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Системы многофункциональные измерительные аэрогазового контроля, связи, передачи информации и управления оборудованием «Granch МИС» (далее - МИС) предназначены для:
- измерений параметров рудничной атмосферы (объемных долей метана, оксида углерода, диоксида углерода, кислорода, сероводорода, диоксида серы, диоксида азота, хлора, оксида азота, водорода, массовой концентрации пыли, массы осевшей пыли и скорости воздушного потока);
- измерений (преобразования) аналоговых выходных сигналов и обработки цифровых выходных сигналов первичных измерительных преобразователей температуры, давления, влажности.
Описание
Принцип действия МИС при измерении параметров рудничной атмосферы основан на преобразовании параметров рудничной атмосферы с помощью датчиков в электрические и цифровые сигналы, передачи этих сигналов по проводным линиям связи, приеме этих сигналов контроллерами и/или станциями базовыми, измерении этих сигналов контроллерами и анализе измеренных значений (сравнение с заданными допустимыми значениями - уставками) с целью выработки аварийных сигналов и сигналов управления шахтным оборудованием, обеспечивающим поддержание безопасного аэрогазового режима в горных выработках. Контроллеры, станции базовые самостоятельно или через маршрутизаторы передают данные об измеренных параметрах на верхний уровень, состоящий из сервера, автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора и администратора, программно-технического комплекса Granch Registrator. Конфигурирование МИС и настройка на работу в конкретных условиях осуществляется программным путем при настройке контроллеров, а также с АРМ администратора.
МИС имеют возможность изменения числа измерительных каналов в процессе эксплуатации.
Кроме функций, указанных в назначении, МИС обеспечивают:
- контроль (индикацию) параметров (вибрации, прогиба, уровня, наклона, потока, частоты следования электрических сигналов) и управление технологическим горно-шахтным оборудованием с целью обеспечения безопасности работ в рудниках, угольных шахтах и других производствах и, в том числе, обеспечение автоматической газовой защиты (АГЗ) и противопожарной защиты;
- контроль параметров взрывозащиты горных выработок и дегазационных трубопроводов, и установок;
- контроль состояния горного массива, прогнозирование внезапных выбросов и горных ударов;
- обнаружение ранних признаков пожаров и контроль состояния систем противопожарной защиты;
- связь, маршрутизацию и обмен информацией по каналам связи, в том числе с многофункциональной системой безопасности;
- выдачу управляющих команд на основное и вспомогательное шахтное оборудование (системы управления вентиляцией, транспортом, водоотведением, электро-, гидро- и пневмоснабжением и др.) при заданных значениях измеряемых или контролируемых параметров, с возможностью установления приоритета управляющих сигналов от АРМ;
- отображение информации на подземных устройствах контроля и управления об их состоянии;
- отображение информации о контролируемых параметрах, работе технологического оборудования, результатах тестирования и выявленных неисправностях технических средств на АРМ в соответствии с требованиями действующей нормативной документации;
- обработку и хранение собранной информации на подземных и наземных вычислительных устройствах (серверах) и вывод текущей и архивной информации на бумажный носитель;
- формирование отчетов в электронном и бумажном виде об измеряемых и контролируемых параметрах, выявленных неисправностях оборудования;
- защиту данных и программного обеспечения (ПО) от случайного или несанкционированного изменения.
В МИС предусмотрена возможность применения:
- блоков питания автономных для питания датчиков и составных частей МИС;
- постов управления кнопочных для подачи сигналов управления оборудованием;
- датчиков дополнительных измерительных и логических каналов;
- устройств соединительных для соединения искробезопасных цепей и волоконнооптических линий;
- муфт тройниковых и устройств соединительных для соединения искроопасных цепей;
- шкафов управления и сигнализации взрывозащищенных для размещения оборудования;
- устройств звуковой и/или световой сигнализации для подачи сигналов оповещения и другого оборудования.
МИС обеспечивают обмен информацией:
- между контроллерами и маршрутизатором и между маршрутизаторами по линиям связи с параметрами, приведенными в эксплуатационной документации;
- между контроллерами и станциями базовыми по линиям связи с интерфейсом RS-485 или оптоволоконным каналам связи, между контроллером, станцией базовой и сервером по оптоволоконным каналам связи;
- между маршрутизаторами, серверами и АРМ по локальной сети с интерфейсом Ethernet IEEE 802.3.
МИС обеспечивают возможность подключения по линиям связи дополнительных устройств с параметрами, приведенными в эксплуатационной документации. Дополнительные устройства, применяемые во взрывоопасных зонах, должны иметь соответствующую маркировку взрывозащиты.
МИС обеспечивают возможность определения следующих неисправностей технических средств:
- отказы датчиков;
- выход сигнала датчика за пределы диапазона измеряемых значений;
- короткое замыкание или обрыв линии передачи данных между датчиками и контроллерами, между подземными контроллерами и наземными устройствами сбора и обработки информации.
В состав измерительных каналов МИС входят контроллеры измерительные технологического оборудования Granch SBTC2 (Номер в ФИФ ОЕИ 72534-18) и Granch SBTC3 (далее - контроллеры), станции базовые SBGPS Master-06 (далее - станция базовая), датчики, сервер, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора с программным обеспечением (ПО), проводные линии связи, включающие барьеры искрозащиты, оптоволоконные линии связи и устройства соединительные.
Датчики измерительных каналов (ИК), входящих в состав МИС, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Датчики, используемые в измерительных каналах МИС
Тип
Номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ ОЕИ)
Датчики объемной доли метана
ДМС 01
21073-06
ДМС 03
45747-10
ИДИ-10
28259-14
ИМРШ
65469-16
ИТС2
51279-12
МГМ-1
78656-20
МИК-01
62680-15
СГА
74682-19
СД-1.М
44590-12
Сигмет-Р1
75649-19
СКПА
63910-16
СКПД
56528-14
GMA 01, GMM 01
41707-09
SENTRO (мод. TX635O.24X)
51604-19
Trolex, мод. STX3261, ТХ6363, ТХ6383, ТХ6386, ТХ6387
58758-14
ТХ6363, ТХ6383, ТХ6386, ТХ6387
73703-18
Датчики объемной доли оксида углерода
ДОУИ
33551-12
ИТС2
51279-12
СГА
74682-19
СД-1.Т.СО
44590-12
СДОУ 01
46045-10
СДТГ 01
37260-10
СКПА
63910-16
СКПД
56528-14
GMA 03.05, GMM 03.05
41707-09
SENTRO (мод. ТХ6350.250.ХХХ)
51604-19
Trolex, мод. ТХ6373
58758-14
ТХ6373
73703-18
Датчики объемной доли диоксида углерода
ИДИ-20
28259-14
ИТС2
51279-12
СГА
74682-19
СД-1.Д
44590-12
СКПА
63910-16
SENTRO (мод. ТХ6353.27Х)
51604-19
Trolex, мод. ТХ6363
58758-14
ТХ6363
73703-18
Тип
Номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ ОЕИ)
Датчики объемной доли кислорода
ДКИ
48953-12
ИТС2
51279-12
СГА
74682-19
СД-1.Т.О2
44590-12
СДТГ 11
37260-10
СКПА
63910-16
СКПД
56528-14
SENTRO (мод. ТХ6350.257)
51604-19
Trolex, мод. ТХ6373
58758-14
ТХ6373
73703-18
Датчики (измерители) скорости воздушного потока
СД-1.В
68845-17
СДСВ 01
22814-18
ТХ5921 (модификации 5922, 5923)
40062-08
Датчики массовой концентрации и массы осевшей пыли
ДИП-1
66801-17
ИЗСТ-01
36151-12
МИК-01
62680-15
Датчики объемной доли сероводорода
ИТС2
51279-12
Trolex, мод. ТХ6373
58758-14
ТХ6373
73703-18
Датчики объемной доли диоксида серы
SENTRO (мод. ТХ6350.252)
51604-19
Trolex, мод. ТХ6373
58758-14
ТХ6373
73703-18
Датчики объемной доли диоксида азота
ИТС2
51279-12
SENTRO (мод. ТХ6350.254)
51604-19
Trolex, мод. ТХ6373
58758-14
ТХ6373
73703-18
Датчики объемной доли оксида азота
ИТС2
51279-12
SENTRO (мод. ТХ6350.259)
51604-19
Trolex, мод. ТХ6373
58758-14
ТХ6373
73703-18
Датчики объемной доли хлора
SENTRO (мод. ТХ6350.255)
51604-19
Trolex, мод. ТХ6373
58758-14
ТХ6373
73703-18
Датчики объемной доли водорода
ИТС2
51279-12
СДТГ 02, СДТГ 03
37260-10
СКПА
63910-16
SENTRO (мод. ТХ6350.261)
51604-19
Trolex, мод. ТХ6373
58758-14
ТХ6373
73703-18
МИС обеспечивает выполнение функций системы аэрогазового контроля угольных шахт и рудников при измерениях:
- объемной доли метана в диапазоне от 0 до 2,5 % объемной доли основными
измерительными каналами МИС, в состав которых входят датчики: ДМС 03, ИДИ-10, ИМРШ, ИТС2-СН4-01, ИТС2-СН4-02, ИТС2-СН4-03, МГМ-1, МИК-01, СГА-МХ/СН4-1О, СГА-
МХ/СН4-2ТК, СД-1.М, Сигмет-Pl.X.Y, СКПА, СКПД, GMM 01.01, GMM 01.04, Trolex мод. STX3261, TX6386, TX6387, TX6386, TX6387, Sentro TX6350.243, Sentro TX6350.244, Sentro TX6350.246, Trolex мод. ТХ6363, ТХ6363, Trolex мод. ТХ6383, ТХ6383.
- объемной доли оксида углерода в диапазоне от 0 до 17 млн-1 объемной доли основными измерительными каналами МИС, в состав которых входят датчики: ДОУИ, СД-1.Т.СО, GMM 03.05, GMA 03.05, Sentro ТХ6350.250.50, Sentro ТХ6350.250.250, Sentro ТХ6350.250.500.
- объемной доли кислорода в диапазоне от 0 до 25 % объемной доли основными измерительными каналами МИС, в состав которых входят датчики: ИТС2-О2-15, ИТС2-О2-16, СГА-МХ/О2, СД-1.Т.О2, СКПА, СКПД, Sentro ТХ6350.257.
- объемной доли диоксида углерода в диапазоне от 0 до 2 % объемной доли основными измерительными каналами МИС, в состав которых входят датчики: ИДИ-20, ИТС2-СО2-19, ИТС2-СО2-20, СД-1.Д, СКПА, Sentro, ТХ6353.278.
- скорости воздушного потока основными измерительными каналами МИС, в состав которых входят датчики: СД-1.В.1, СД-1.В.2, СДСВ 01, Trolex, мод. ТХ5921 (мод. 5922, 5923).
- массовой концентрации пыли основными измерительными каналами МИС, в состав которых входят датчики: ИЗСТ-01, МИК-01.
Датчики, предназначенные для применения в измерительных каналах во взрывоопасных зонах, должны иметь Ex-маркировку взрывозащиты, соответствующую требованиям технического регламента Таможенного союза ТР ТС 012/2011 «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах».
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО), реализующее функции МИС, представлено ПО контроллеров, ПО станций базовых и ПО верхнего уровня.
ПО контроллеров представлено встроенным ПО модуля процессорного и модулей MAI, MLI, MLO, MNI, MKD.
П О станций базовых представлено встроенным ПО модуля маршрутизатора Master 06 MBWR.
ПО верхнего уровня МИС функционирует под управлением операционной системы типа Windows и поставляется в четырех вариантах:
- вариант поставки № 1 на основе SCADA-системы GranchSCADA;
- вариант поставки № 2 на основе SCADA-системы MasterSCADA;
- вариант поставки № 3 на основе SCADA-системы Iconics Genesis32;
- вариант поставки № 4 на основе SCADA-системы Iconics Genesis64.
Состав ПО варианта поставки № 1:
- ПО серверной части, включающее в себя сервер OPC (по протоколу SBTC) GranchSCADA RTServer (RTS), сервер сохранения данных GranchSCADA DSServer (DSS), сервер СУБД (FireBird 2.x, FireBird 3.x, Microsoft SQL Server). Серверы RTS и DSS развертываются программой SetupGranchSCADAServer, работают в виде сервисов ОС Windows;
- ПО АРМ администратора МИС, включающее программу установки Setup GranchSCADA ARM x64.exe, пакет программ Microsoft VisualStudio.Net 2008 (или выше), библиотеку компонентов GranchSCADA, отвечающих за обработку и отображение полученных данных;
- программы ConfigGranchSCADA: конфигуратора архива сигналов, параметров событий и тревог для журналов событий, журнала оператора АГК, параметров трендов сигналов;
- ПО АРМ оператора МИС, включающее программу установки Setup GranchSCADA ARM x64.exe, приложение Microsoft FrameWork.Net, загруженное из базы данных загрузчика приложений GranchSCADA, либо опубликованное по технологии ClickOnce.
Состав ПО варианта поставки № 2:
- ПО серверной части, включающее сервер обработки, отображения и архивирования, данных OPC-сервера MasterSCADA, ОРС-сервер KEPServerEx (или аналогичный) с поддержкой Modicon Modbus и OPC Unified Architecture (UA), сервер управления СУБД Firebird, MSSQL;
- ПО АРМ администратора МИС, включающее пакет программ MasterSCADA, программный интерфейс доступа к данным Firebird ODBC Driver, либо клиентской лицензии MSSQL;
- ПО АРМ оператора МИС, включающее объекты, разработанные для управления целевой технологической системой с помощью MasterSCADA, программный компонент MasterSCADA для запуска объектов и отображения показаний, пакет программ Microsoft Framework.NET, программный интерфейс доступа к данным Firebird ODBC Driver, либо клиентская лицензия MS SQL.
Состав ПО варианта поставки № 3:
- ПО серверной части, включающее приложение построения графиков текущих значений каналов и на основе архивных данных TrendWorX™32, приложение мониторинга, архивирования тревог и сообщений пользователю AlarmWorX™32, приложение управления планированием выполнения задач по расписанию ScheduleWorX™32, приложение управления связями (передача данных) между OPC-серверами, аварийного переключения DataWorX™32, приложение управления VBA-скриптами системы ScriptWorX™, приложение диагностики и контроля работы компонентов TraceWorX™32, приложение для предоставления данных и графической информации о контролируемом технологическом процессе с использованием web-технологий WebHMI™, приложение мультимедиа представлений событий тревог AlarmWorX32 Multimedia™, менеджер унифицированных данных UnifiedDataManager™, ОРС-сервер KEPServerEx (или аналогичный) с поддержкой Modicon Modbus и OPC Unified Architecture (UA), сервера СУБД Microsoft SQL Server;
- ПО АРМ администратора МИС, включающее приложение создания графических интерфейсов GraphWorX™32, приложение построения графиков текущих значений каналов и на основе архивных данных TrendWorX™32, приложение мониторинга, архивирования тревог и сообщений пользователю AlarmWorX™32, менеджер унифицированных данных UnifiedDataManager™;
- ПО АРМ оператора МИС, включающее приложение создания графических интерфейсов GraphWorX™32, менеджер унифицированных данных UnifiedDataManager™;
Состав ПО варианта поставки № 4:
- ПО серверной части, включающее приложение создания графических интерфейсов GraphWorX64™, приложение мониторинга, архивирования тревог и сообщений пользователю AlarmWorX64™, приложение построения графиков текущих значений каналов и на основе архивных данных TrendWorX64™, приложение интеграции данных различных источников для представления пользователю в различном формате GridWorX™, приложение диагностики FDDWorX™, приложение управления планированием выполнения задач по расписанию ScheduleWorX64™, централизованное приложение управления всеми компонентами, основанное на web-технологиях Workbench™, менеджер унифицированных данных UnifiedDataManager™, ОРС-сервер KEPServerEx (или аналогичный) с поддержкой Modicon Modbus и OPC Unified Architecture (UA), сервер управления реляционными базами данных MS SQL Server (2012 и выше);
- ПО АРМ администратора МИС, включающее приложение создания графических интерфейсов GraphWorX64™, приложение мониторинга, архивирования тревог и сообщений пользователю AlarmWorX64™, приложение построения графиков текущих значений каналов и на основе архивных данных TrendWorX64™, приложение интеграции данных различных источников для представления пользователю в различном формате GridWorX™, приложение диагностики FDDWorX™, приложение управления планированием выполнения задач по расписанию ScheduleWorX64™, централизованное приложение управления всеми компонентами, основанное на web-технологиях Workbench™;
- ПО АРМ оператора МИС, включает приложение создание графических интерфейсов GraphWorX64™, приложение построения графиков текущих значений каналов и на основе архивных данных TrendWorX64™, приложение мониторинга, архивирования тревог и сообщений пользователю AlarmWorX64™, приложение интеграции данных различных источников для представления пользователю в различном формате GridWorX™, приложение отображения состояния ПТК «Granch Registrator» StatusGR.
Идентификационные данные метрологически значимого программного обеспечения приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Идентификационные данные метрологически значимого ПО в варианте поставки № 1
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
GranchSCADA
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.0.0.1
Цифровой идентификатор ПО
DeviceSBTC2.dll v.1.2.0.1 (749DE9B5D3E02BF814F5A22DFC711D98) RTS_<name>.exe v.1.2.0.1 (D9AC708A62050CBD948E98AA75916BC4) DSS_<name>.exe v.1.2.0.2 (F89107CC8901C035F435B133ADBF9AAF)
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Примечание: <name> - наименования компонентов ПО. При установке на одном сервере более одного экземпляра ПО может различаться
Таблица 3 - Идентификационные данные метрологически значимого ПО в варианте поставки № 2
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
MasterSCADA
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 3.8
Цифровой идентификатор ПО
server_runtime.exe v. 6.10.623.0 (9F3B92FD85CD9D2904BF7878F718A3BA) modbus_ethernet.dll v. 6.10.623.0 (8E2ECE87CC0FED11B1871B2829CE9818) opcuaclient.dll v. 6.10.623.0 (FFF5EDD4139937B1F6826C9A9019FE2E)
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Таблица 4 - Идентификационные данные метрологически значимого ПО в варианте поставки № 3
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Iconics Genesis32
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 9.22
Цифровой идентификатор ПО
server_runtime.exe v.5.19.467.0 (F7E162E618E208AD7DDDC9C48A72D6E0) modus_ethernet_u.dll v.5.19.467.0 (2A91260696D9CF177D02324ED29553CF)
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Таблица 5 - Идентификационные данные метрологически значимого ПО в варианте поставки № 4
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Iconics Genesis64
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 10.85
Цифровой идентификатор ПО
server_runtime.exe v.5.19.467.0 (F7E162E618E208AD7DDDC9C48A72D6E0) modus_ethernet_u.dll v.5.19.467.0 (2A91260696D9CF177D02324ED29553CF)
или
server_runtime.exe v. 6.10.623.0 (9F3B92FD85CD9D2904BF7878F718A3BA) modbus_ethernet.dll v. 6.10.623.0 (8E2ECE87CC0FED11B1871B2829CE9818) opcuaclient.dll v. 6.10.623.0 (FFF5EDD4139937B1F6826C9A9019FE2E)
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Таблица 6 - Идентификационные данные утилиты проверки цифрового идентификатора ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
GranchCheckMD5
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО
9644802629ECF03959794D89746A61E7
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Уровень защиты ПО МИС от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Влияние программного обеспечения учтено при нормировании метрологических характеристик.
Технические характеристики
Таблица 7 - Пределы допускаемой основной погрешности измерений, включая погрешности, вносимые ПО, по основным измерительным каналам объемной доли метана в диапазоне от 0 до 2,5 % в зависимости от типа применяемого датчика
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Диапазон измерений, об. доля, %
Тип выходного сигнала датчика
Пределы абсолютной допускаемой основной погрешности об. доля, %
ДМС 03
от 0 до 2,5
Аналоговый (1...5 мА, 0,4...2,0 В)
±0,12
Цифровой (RS-485)
±0,1
ИДИ-10
от 0 до 2,5
Цифровой (RS-485)
±0,2
ИМРШ
от 0 до 2,5
Аналоговый (0,4...2,0 В)
±0,14
от 0 до 2,5
Цифровой (RS-485)
±0,13
ИТС2-СН4-01
от 0 до 2,5
Цифровой (RS-485)
±0,1
ИТС2-СН4-02
от 0 до 2,5
Цифровой (RS-485)
±0,2
ИТС2-СН4-03
от 0 до 2,5
Аналоговый (1...5 мА, 4...20 мА)
±0,12
МГМ-1
от 0 до 2,5
Аналоговый (0,4...2,0 В)
±0,12
Цифровой (RS-485)
±0,1
МИК-01
от 0 до 2,5
Аналоговый (0,4...2,0 В)
±0,14
от 0 до 2,5
Цифровой (RS-485)
±0,13
СГА-МХ/СН4-1О
от 0 до 2,5
Аналоговый (0,4...2,0 В)
±0,12
Цифровой (RS-485)
±0,1
СГА-МХ/СН4-2ТК
от 0 до 2,5
Аналоговый (0,4...2,0 В)
±0,12
Цифровой (RS-485)
±0,1
СД-1.М
от 0 до 2,5
Аналоговый (0,4...2,0 В)
±0,12
Цифровой (RS-485)
±0,1
Сигмет-Р1.Х^
от 0 до 2,5
*
±0,2
СКПА
от 0 до 2,5
Аналоговый (0,4...2,0 В)
±0,14
от 0 до 2,5
Цифровой (RS-485)
±0,13
СКПД
от 0 до 2,5
Цифровой (RS-485)
±0,2
GMM 01.01
от 0 до 2,5
Цифровой (RS-485)
±0,12
GMM 01.04
от 0 до 2,5
Аналоговый (0,4...2,0 В)
±0,14
от 0 до 2,5
Цифровой (RS-485)
±0,13
Trolex, мод. STX3261, TX6386, TX6387
от 0 до 2,5
Аналоговый (4...20 мА, 0,4...2,0 В)
±0,12
TX6386, TX6387
от 0 до 2,5
Аналоговый (4...20 мА, 0,4...2,0 В)
±0,12
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Диапазон измерений, об. доля, %
Тип выходного сигнала датчика
Пределы абсолютной допускаемой основной погрешности об. доля, %
Sentro, TX6350.243
от 0 до 2,5
Аналоговый (0,4...2,0 В)
±0,14
от 0 до 2,5
Цифровой (RS-485)
±0,13
Sentro, TX6350.244
от 0 до 2,5
Аналоговый (4...20 мА, 0,4...2,0 В)
±0,12
Цифровой (RS-485)
±0,1
Sentro, TX6350.246
от 0 до 2,5
Аналоговый (4...20 мА, 0,4...2,0 В)
±0,12
Цифровой (RS-485)
±0,1
Trolex, мод. ТХ6363
от 0 до 2,5
Аналоговый (4...20 мА, 0,4...2,0 В)
±0,12
ТХ6363
от 0 до 2,5
Аналоговый (4...20 мА, 0,4...2,0 В)
±0,12
Trolex, мод. ТХ6383
от 0 до 2,5
Аналоговый (4...20 мА, 0,4...2,0 В)
±0,12
ТХ6383
от 0 до 2,5
Аналоговый (4...20 мА, 0,4...2,0 В)
±0,12
* Считывание данных с измерениями в базу данных МИС осуществляется на верхнем уровне с применением устройства настройки и калибровки УНК Сигмет-Р1, подключаемого к АРМ
Таблица 8 - Пределы допускаемой основной погрешности измерений, включая
погрешности, вносимые ПО, по дополнительным измерительным каналам объемной доли метана в зависимости от диапазона измерений и типа применяемого датчика
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, об. доля, %
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. доля, %
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной, об. доля, %
относительной, %
ДМС 01
Аналоговый (0,4...2,0 В)
от 0 до 2,5
от 0 до 100
от 0 до 2,5
от 0 до 60 включ.
св. 60 до 100
±0,23 ±5,51 ±16,6
---
ДМС 03
Аналоговый (0,4...2,0 В)
от 5 до 100
от 5 до 100
±3,31
-
Цифровой (RS-485)
от 5 до 100
от 5 до 100
±3,0
-
ИДИ-10
Аналоговый (0,4...2,0 В)
от 0 до 2,5
от 0 до 100
от 0 до 2,5
от 0 до 5 включ.
св. 5 до 100
±0,23 ±0,56
-
-
-
±11,1
Аналоговый (0,4...2,0 В)
от 0 до 5
от 0 до 100
от 0 до 2,5
св. 2,5 до 5 включ.
св. 5 до 100
±0,23
-
-
±8,9
±11,1
Цифровой (RS-485)
от 0 до 100
от 0 до 5 включ. св. 5 до 100
±0,5
-
-
±10,0
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, об. доля, %
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. доля, %
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной, об. доля, %
относительной, %
ИМРШ
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 2,5 до 5
от 5 до 100
св.2,5 до 5 включ. св. 5 до 100
--
±5,6
±11,1
Цифровой (RS-485)
от 2,5 до 5
от 5 до 100
св.2,5 до 5 включ. св. 5 до 100
--
±5,0 ±10,0
ИТС2-СН4-01
Цифровой (RS-485)
от 5 до 100
от 5 до 100
±3,0
-
ИТС2-СН4-03
Аналоговый (1.5 мА, 4.20 мА)
от 5 до 100
от 5 до 100
±3,31
-
ИТС2-СН4-04
Аналоговый (1.5 мА, 4.20 мА)
от 0 до 2,5
от 0 до 2,5
±0,23
-
ИТС2-СН4-05
Цифровой (RS-485)
от 0 до 100
от 0 до 100
±3
-
ИТС2-СН4-06
Аналоговый (1.5 мА, 4.20 мА)
от 0 до 100
от 0 до 100
±3,31
-
ИТС2-СН4-25
Цифровой (RS-485)
от 0 до 100
от 0 до 2,0
от 2 до 100
±0,1
-
-
±5,0
ИТС2-СН4-26
Аналоговый (1.5 мА, 4.20 мА)
от 0 до 100
от 0 до 2,0
от 2 до 100
±0,12
-
-
±5,6
МИК-01
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 100
св. 2,5 до 5 включ. св. 5 до 100
--
±5,6
±11,1
Цифровой (RS-485)
от 0 до 100
св. 2,5 до 5 включ. св. 5 до 100
--
±5,0 ±10,0
СГА-МХ/СН4-1О
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 2,5 до 5
от 2,5 до 5
-
±5,6
Цифровой (RS-485)
от 2,5 до 5
от 2,5 до 5
-
±5
СГА-МХ/СН4-3О
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 100
от 0 до 20
от 20 до 100
±1,2
-
-
±5,6
Цифровой (RS-485)
от 0 до 100
от 0 до 20
от 20 до 100
±1,0
-
-
±5
СД-1.М
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 5 до 100
от 5 до 100
±3,3
-
Цифровой (RS-485)
от 5 до 100
от 5 до 100
±3,0
-
СКПА
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 100
св. 2,5 до 5 включ. св. 5 до 100
--
±5,51
±11,1
Цифровой (RS-485)
от 0 до 100
св. 2,5 до 5 включ. св. 5 до 100
--
±5,0 ±10,0
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, об. доля, %
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. доля, %
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной, об. доля, %
относительной, %
СКПД
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 100
от 0 до 2,5 включ. от. 2,5 до 10 включ.
св. 10 до 100
0,23 ±3,31
±5,51
--
-
СКПД
Цифровой (RS-485)
от 0 до 100
от. 2,5 до 10 включ.
св. 10 до 100
±3,0
±5,0
--
GMM 01.04, GMA 01.04
Аналоговый (0,4.2,0 В, 1.5 В, 4.20 мА)
от 2,5 до 5
от 0 до 100
от. 2,5 до 5 включ. от 0 до 60 включ. св. 60 до 100
±3,31
-
±5,51
-
±5,51
Цифровой (RS-485)
от 2,5 до 5
от 0 до 100
от. 2,5 до 5 включ. от 0 до 60 включ. св. 60 до 100
±3,0
-
±5,0
-
±5,0
GMM 01.13, GMA 01.13
Аналоговый (0,4.2,0 В, 1.5 В, 4.20 мА)
от 0 до 100
от 0 до 60 включ. св. 60 до 100
±3,31
-
±5,51
Цифровой (RS-485)
от 0 до 100
от 0 до 60 включ. св. 60 до 100
±3
-
±5
Sentro, TX6350.240
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 50 % НКПР
от 0 до 50 %
НКПР
±5,6 % НКПР
-
Цифровой (RS-485)
от 0 до 50 % НКПР
от 0 до 50 %
НКПР
±5 %
НКПР
-
Sentro, TX6350.242
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 100 % НКПР
от 0 до 60 %
НКПР св. 60 до 100 % НКПР
±3,31
-
-
±5,51
Цифровой (RS-485)
от 0 до 100 % НКПР
от 0 до 60 %
НКПР св. 60 до 100 % НКПР
±3
-
-
±5
Sentro, TX6350.243
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 2,5 до 5
св. 2,5 до 5
-
±5,51
Цифровой (RS-485)
от 2,5 до 5
от 2,5 до 5
-
±5
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, об. доля, %
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. доля, %
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной, об. доля, %
относительной, %
Sentro, TX6350.245
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 100 % НКПР
от 0 до 40 %
НКПР св. 40 до 100 % НКПР
±5,6 % НКПР
-
-
±5,6
Цифровой (RS-485)
от 0 до 100 % НКПР
от 0 до 40 %
НКПР св. 40 до 100 % НКПР
±5 %
НКПР
-
-
±5
Trolex, мод. ТХ6363
Аналоговый (4.20 мА, 0,4.2,0 в)
от 2,5 до 5
от 0 до 100
от 2,5 до 5
от 0 до 60 включ.
св. 60 до 100
-
±3,31
-
±5,51
-
±5,51
ТХ6363
Аналоговый (4.20 мА, 0,4.2,0 в)
от 2,5 до 5
от 0 до 100
от 2,5 до 5
от 0 до 60 включ.
св. 60 до 100
-
±3,31
-
±5,51
-
±5,51
Trolex, мод. ТХ6383
Аналоговый (4.20 мА, 0,4.2,0 В)
от 0 до 100
НКПР
от 0 до 50 НКПР
±4,5 НКПР
-
ТХ6383
Аналоговый (4.20 мА, 0,4.2,0 В)
от 0 до 100
НКПР
от 0 до 50 НКПР
±4,5 НКПР
-
Таблица 9 - Пределы допускаемой основной погрешности измерений, включая погрешности, вносимые ПО, по основным измерительным каналам объемной доли оксида углерода в диапазоне измерений от 0 до 17 млн-1 в зависимости от типа применяемого датчика
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Диапазон измерений, об. доля, - -1
млн
Тип выходного сигнала датчика
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности, об. доля, млн’1
ДОУИ
от 0 до 17
Цифровой (RS-485)
±(2 + 0,1- Свх*)
СД-1.Т.СО
от 0 до 17
Аналоговый (0,4.2,0 В)
±(2,35+0,08^ Свх*)
Цифровой (RS-485)
±(2+0,08^ Свх*)
GMM 03.05, GMA 03.05
от 0 до 17
Цифровой (RS-485)
±4
Sentro, ТХ6350.250.50
от 0 до 17
Аналоговый (4.20 мА, 0,4.2,0 В)
±3,4
Цифровой (RS-485)
±3
Sentro, ТХ6350.250.250
от 0 до 17
Аналоговый (4.20 мА, 0,4.2,0 В)
±3,4
Цифровой (RS-485)
±3
Sentro, ТХ6350.250.500
от 0 до 17
Аналоговый (4.20 мА, 0,4.2,0 В)
±3,4
Цифровой (RS-485)
±3
* Свх - измеренное значение объемной доли оксида углерода, млн-1.
Таблица 10 - Пределы допускаемой основной погрешности измерений, включая
погрешности, вносимые ПО, по дополнительным измерительным каналам объемной доли оксида углерода в зависимости от диапазона измерений и типа применяемого датчика
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, об. доля, _ -1
млн 1
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. доля, млн-1
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной, об. доля, _ -1
млн 1
относительной или приведенной**, %
ДОУИ
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 200
от 0 до 50 или
от 0 до 200
±(2,75 + 0,1'Свх*) ±(4,3 + 0,1-Свх’)
-
Цифровой (RS-485)
от 0 до 200
от 0 до 50 или
от 0 до 200
±(2 +
0,1-Свх’)
-
ИТС2-СО-11
Цифровой (RS-485)
от 0 до 500
от 0 до 50
от 50 до 500
±5
-
-
±10 (отн.)
ИТС2-СО-12
Аналоговый (1...5 мА, 4.20 мА)
от 0 до 500
от 0 до 50
от 50 до 500
±5,51
-
-
±11,1 (отн.)
ИТС2-СО-13
Цифровой (RS-485)
от 0 до 5000
от 0 до 500 от 500 до 5000
±50
-
-
±10 (отн.)
ИТС2-СО-14
Аналоговый (1.5 мА, 4.20 мА)
от 0 до 5000
от 0 до 500 от 500 до 5000
±56
-
-
±11,1 (отн.)
СГА-МХ/CO-l
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 100
от 0 до 50
от 50 до 100
±5,51
-
-
±11,1 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 100
от 0 до 50
от 50 до 100
±5,0
-
-
±10 (отн.)
СГА-МХ/СО-2
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 1000
от 0 до 100 от 100 до 1000
±11,5
-
-
±11,5 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 1000
от 0 до 100 от 100 до 1000
±10
-
-
±10 (отн.)
СГА-МХ/СО-3
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 5000
от 0 до 200 от 200 до 5000
±22,5
-
-
±11,5 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 5000
от 0 до 200 от 200 до 5000
±20
-
-
±10 (отн.)
СД-1.Т.СО
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 520
от 0 до 50
св. 50 до 200
от 0 до 520
±(2,7+0,08^ Свх*) ±(3,9+0,08^ Свх*) ±(6,5+0,08^ Свх*)
-
Цифровой (RS-485)
от 0 до 520
от 0 до 520
±(2+0,08'Свх
•)
-
СДОУ 01
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 50
от 0 до 50
±(2,75 + 0,1-Свх*)
-
СДТГ 01
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 50
от 0 до 50
±(2,75 + 0,1-Свх*)
-
Датчик
Тип
Диапазон
Поддиапазон измерений, в
Пределы допускаемой основной погрешности
(первичный измерительный преобразователь)
выходного сигнала датчика
измерений, об. доля, _ -1
млн 1
котором нормирована погрешность, об. доля, млн-1
абсолютной, об. доля, _ -1
млн 1
относительной или приведенной , %
СКПА
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 5000
от 0 до 50 включ.
св. 50 до 5000
±5,55
-
-
±11,5 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 5000
от 0 до 50 включ.
св. 50 до 5000
±5
-
-
±10 (отн.)
СКПД
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 200
от 0 до 100 включ.
св. 100 до 200
±6,7
±11,1
--
Цифровой (RS-485)
от 0 до 200
от 0 до 100 включ.
св. 100 до 200
±6
±10
--
GMM 03.05, GMA 03.05
Аналоговый (0,4.2,0 В, 1.5 В, 4.20 мА)
от 0 до 200
от 0 до 20 включ.
св. 20 до 500
±4,6
-
-
±22,1 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 20 до 200
св. 20 до 500
-
±20 (отн.)
Sentro, ТХ6350.250.50
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 50
от 0 до 20 включ.
св. 20 до 50
±3,4
-
-
±16,6 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 50
от 0 до 20 включ.
св. 20 до 50
±3
-
-
±15 (отн.)
Sentro, ТХ6350.250.250
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 250
от 0 до 20 включ.
св. 20 до 250
±3,4
-
-
±16,6 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 250
от 0 до 20 включ.
св. 20 до 250
±3
-
-
±15 (отн.)
Sentro, ТХ6350.250.500
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 500
от 0 до 20 включ.
св. 20 до 500
±3,4
-
-
±16,6 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 500
от 0 до 20 включ.
св. 20 до 500
±3
-
-
±15 (отн.)
Trolex, мод. ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 500
от 0 до 20 включ.
св. 20 до 250 св. 20 до 500
-
-
-
±16,6 (прив.)
±16,6 (отн.)
±16,6 (отн.)
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, об. доля, _ -1
млн 1
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. доля, млн-1
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной, об. доля, _ -1
млн 1
относительной или приведенной , %
ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 50
от 0 до 250
от 0 до 500
от 0 до 20 включ.
от 20 до 50 включ.
св. 20 до 250 св. 20 до 500
-
-
--
±16,6 (прив.)
±16,6 (отн.)
±16,6 (отн.)
±16,6 (отн.)
* Свх - измеренное значение объемной доли оксида углерода, млн-1.
* * Приведенная погрешность к верхнему значению поддиапазона измерений.
Таблица 11 - Пределы допускаемой основной погрешности измерений, включая
погрешности, вносимые ПО, по основным измерительным каналам объемной доли диоксида углерода в диапазоне измерений от 0 до 2 % в зависимости от типа применяемого датчика
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Диапазон измерений, об. доля, %
Тип выходного сигнала датчика
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности, об. доля, %
ИДИ-20
от 0 до 2,0
Цифровой (RS-485)
±0,2
ИТС2-СО2-19
от 0 до 2,0
Цифровой (RS-485)
±0,1
ИТС2-СО2-20
от 0 до 2,0
Аналоговый (1.5 мА, 4.20 мА)
±0,12
СД-1.Д
от 0 до 2,0
Цифровой (RS-485)
±0,2
СКПА
от 0 до 2,0
Цифровой (RS-485)
±0,2
Sentro, ТХ6353.278
от 0 до 2,0
Цифровой (RS-485)
±0,2
Таблица 12 - Пределы допускаемой основной погрешности измерений, включая
погрешности, вносимые ПО, по дополнительным измерительным каналам объемной доли диоксида углерода в зависимости от диапазона измерений и типа применяемого датчика
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, об. доля, %
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. доля, %
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной, об. доля, %
относительной или приведенной*, %
ИДИ-20
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 2,0
от 0 до 2,0
±0,23
-
СГА-МХ/СО2-1
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 5
от 0 до 1 включ. св. 1 до 5
±0,12
-
-
±11,1 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 5
от 0 до 1 включ. св. 1 до 5
±0,1
-
-
±10 (отн.)
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, об. доля, %
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. доля, %
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной, об. доля, %
относительной или приведенной , %
СГА-МХ/СО2-2
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 20
от 0 до 10 включ.
св. 10 до 20
±1,2
-
-
±11,1 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 20
от 0 до 10 включ. св. 10 до 20
±1,0
-
-
±10 (отн.)
СД-1.Д
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 2,0
от 0 до 2,0
±0,23
-
СКПА
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 20
от 0 до 1 включ. св. 1 до 20
±0,12
-
-
±11,1 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 20
от 0 до 1 включ. св. 1 до 20
±0,1
-
-
±10 (отн.)
Sentro, ТХ6353.278
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 5
от 0 до 2 включ. св. 2 до 5
±0,23
-
-
±11,1 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 2 до 5
от 2 до 5
-
±10 (отн.)
Sentro, ТХ6353.279
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 100
от 0 до 10 включ.
св. 10 до 100
±1,2
-
-
±11,1 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 100
от 0 до 10 включ.
св. 10 до 100
±1,0
-
-
±10 (отн.)
Trolex, мод. ТХ6363
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 2
от 0 до 5
от 0 до 2
от 0 до 5
--
±11,1 (прив.)
±11,1 (прив.)
ТХ6363
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 2
от 0 до 5
от 0 до 2
от 0 до 5
--
±11,1 (прив.)
±11,1 (прив.)
Приведенная погрешность к верхнему значению поддиапазона измерений
Таблица 13 - Пределы допускаемой основной погрешности измерений, включая
погрешности, вносимые ПО, по основным измерительным каналам объемной доли кислорода в диапазоне измерений от 0 до 25 % в зависимости от типа применяемого датчика
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Диапазон измерений, об. доля, %
Тип выходного сигнала датчика
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности, об. доля, %
ИТС2-О2-15
от 0 до 25
Цифровой (RS-485)
±0,6
ИТС2-О2-16
от 0 до 25
Аналоговый (1.5 мА, 4.20 мА)
±0,67
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Диапазон измерений, об. доля, %
Тип выходного сигнала датчика
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности, об. доля, %
СГА-МХ/02
от 0 до 16
Аналоговый (0,4.2,0 В)
±0,6
Цифровой (RS-485)
±0,5
св. 16 до 25
Аналоговый (0,4.2,0 В)
±0,9
Цифровой (RS-485)
±0,75
СД-1.Т.О2
от 0 до 25
Аналоговый (0,4.2,0 В)
±0,6
Цифровой (RS-485)
±0,5
СКПА
от 0 до 25
Аналоговый (0,4.2,0 В)
±0,56
Цифровой (RS-485)
±0,5
СКПД
от 0 до 25
Цифровой (RS-485)
±1
Sentro, ТХ6350.257
от 0 до 25
Аналоговый (0,4...2,0 В, 4...20 мА)
±0,23
Цифровой (RS-485)
±0,2
* Свх - значение объемной доли кислорода на входе датчика, %
Таблица 14 - Пределы допускаемой основной погрешности измерений, включая
погрешности, вносимые ПО, по дополнительным измерительным каналам объемной доли кислорода в зависимости от диапазона измерений и типа применяемого датчика
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, об. доля, %
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. доля, %
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной, об. доля, %
относительной или приведенной , %
ДКИ
Аналоговый (0,4...2,0 В)
от 0 до 25
от 0 до 25
±(0,85 + 0,1-Свх’)
-
Цифровой (RS-485)
от 0 до 25
от 0 до 25
±(0,5 +
0,1-Свх’)
-
СД-1.Т.О2
Аналоговый (0,4...2,0 В)
от 0 до 30
от 0 до 30
±0,6
-
Цифровой (RS-485)
от 0 до 30
от 0 до 30
±0,5
-
СДТГ 11
Аналоговый (0,4...2,0 В)
от 0 до 25
от 0 до 25
±(0,85 + 0,1-Свх’)
-
СКПД
Аналоговый (0,4...2,0 В)
от 0 до 25
от 0 до 25
±1,2
-
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, об. доля, %
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. доля, %
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной, об. доля, %
относительной или приведенной , %
Sentro, ТХ6350.257
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 25
от 0 до 4 включ. св. 4 до 25
±0,23
-
-
±5,6 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 25
от 0 до 4 включ. св. 4 до 25
±0,2
-
-
±5,0 (отн.)
Trolex, мод. ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 25
от 0 до 5 включ. св. 5 до 25
--
±5,6 (привед.)
±5,6 (отн.)
ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 25
от 0 до 5 включ. св. 5 до 25
--
±4,5 (привед.)
±4,5 (отн.)
* Свх - значение объемной доли кислорода на входе датчика, %.
* * Приведенная погрешность к верхнему значению поддиапазона измерений
Таблица 15 - Пределы допускаемой основной погрешности измерений, включая
погрешности, вносимые ПО, по основным измерительным каналам скорости воздушного потока в зависимости от типа применяемого датчика
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, м/с
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, м/с
Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности, м/с
СД-1.В.1
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 2,5 до 40
от 2,5 до 10 включ. св. 10 до 40
±(0,17 + 0,03 V)
±(0,26 + 0,03 V)
Цифровой (RS-485)
от 1,8 до 40
от 1,8 до 40
±(0,12 + 0,03 V)
СД-1.В.2
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 2,0 до 40
от 2,0 до 14 включ. св. 14 до 40
±(0,17 + 0,015 V) ±(0,2 + 0,015 V)
Цифровой (RS-485)
от 1,5 до 40
от 1,5 до 40
±(0,12 + 0,015 V)
СДСВ 01
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 2,9 до 30
от 2,9 до 23 включ. св. 23 до 30
±(0,2 + 0,03 V)
±(0,23 + 0,03 V)
Цифровой (RS-485)
от 1,5 до 30
от 1,5 до 30
±(0,10 + 0,03 V)
Trolex, мод. ТХ5921 (мод. 5922, 5923)
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 6,7 до 30
от 6,7 до 30
±0,67
* V - измеренное значение скорости воздушного потока, м/с
Таблица 16 - Пределы допускаемой основной погрешности измерений, включая
погрешности, вносимые ПО, по дополнительным измерительным каналам скорости воздушного потока в зависимости от диапазона измерений и типа применяемого датчика
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, м/с
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, м/с
Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности, м/с
СД-1.В.1
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0,1 до 40
от 0,1 до 12 включ. св. 12 до 40
±(0,18 + 0,03 V) ±(0,27 + 0,03-V)
Цифровой (RS-485)
от 0,1 до 40
от 0,1 до 40
±(0,12 + 0,03-V)
СД-1.В.2
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0,1 до 40
от 0,1 до 24 включ. св. 24 до 40
±(0,18 + 0,015-V*) ±(0,21 + 0,015-V)
Цифровой (RS-485)
от 0,1 до 40
от 0,1 до 40
±(0,12 + 0,015-V*)
СДСВ 01
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4...20 мА)
от 0,2 до 30
от 0,2 до 30
±(0,23 + 0,03 V)
Цифровой (RS-485)
от 0,2 до 30,0
от 0,2 до 30,0
±(0,10 + 0,03 V)
Trolex, мод. ТХ5921 (мод. 5922, 5923)
Аналоговый (0,4...2,0 В, 4.20 мА)
от 0,5 до 30
от 0,5 до 30
±0,67
* V - измеренное значение скорости воздушного потока, м/с
Таблица 17 - Пределы допускаемой основной погрешности измерений, включая
погрешности, вносимые ПО, по основным измерительным каналам массовой концентрации пыли в зависимости от типа применяемого датчика___________________________________
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность
Пределы допускаемой основной погрешности
относительной, %
приведенной*, %
ИЗСТ-01
Цифровой (RS-485)
от 0 до 1500 мг/м3
0 до 100 мг/м3 включ. св. 100 до 1500 мг/м3
-
±20
±20
-
МИК-01
Аналоговый (0,4...2,0 В)
от 0 до 2000 мг/м3
0 до 100 мг/м3 включ. св. 100 до 1500 мг/м3 включ.
-
±16,6
±16,6
-
Цифровой (RS-485)
от 0 до 2000 мг/м3
0 до 100 мг/м3 включ. св. 100 до 1500 мг/м3
включ.
св. 1500 до 2000 мг/м3
-
±15
±20
±15
-
-
* ТТ._ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _________ о
Приведенная погрешность к верхнему значению поддиапазона измерений.
Таблица 18 - Пределы допускаемой основной погрешности измерений, включая
погрешности, вносимые ПО, по дополнительным измерительным каналам массовой концентрации и массы осевшей пыли в зависимости от диапазона измерений и типа применяемого датчика
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность
Пределы допускаемой основной погрешности
относительной, %
приведенной*, %
ДИП-1
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0,05 до 0,5 г
от 0,05 до 0,5 г
±22,1
-
Цифровой (RS-485)
от 0,05 до 0,5 г
от 0,05 до 0,5 г
±20
-
ИЗСТ-01
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 1500 мг/м3
0 до 100 мг/м3 включ. св. 100 до 1500 мг/м3
±22,1
±22,1
-
МИК-01
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 1500 до 2000 мг/м3
от 1500 до 2000 мг/м3
±22,1
-
* Приведенная погрешность к верхнему значению поддиапазона измерений
Таблица 19 - Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности измерений по измерительным каналам объемной доли сероводорода в зависимости от типа применяемого датчика
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерени й, об. доля, млн-1
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. ____ _ -1 доля, млн
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной, об. доля, _ -1
млн
относительной или приведенной , %
ИТС2-Н28-17
Цифровой (RS-485)
от 0 до 100
от 0 до 10 включ. св. 10 до 100
±1,5
-
-
±15 (отн.)
HTC2-H2S-18
Аналоговый (1.5 мА, 4.20 мА)
от 0 до 100
от 0 до 10 включ. св. 10 до 100
±1,7
-
-
±16,6 (отн.)
Sentro, ТХ6350.251
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 50
от 0 до 10 включ. св. 10 до 50
±2,21
-
-
±22,1 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 50
от 0 до 10 включ. св. 10 до 50
±2,0
-
-
±20 (отн.)
Trolex, мод. ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 50
от 0 до 10 включ. св. 10 до 50
--
±22,1 (прив.)
±22,1 (отн.)
ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 50
от 0 до 10 включ. св. 10 до 50
--
±22,1 (прив.)
±22,1 (отн.)
* ТТ._ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _________ о
Приведенная погрешность к верхнему значению поддиапазона измерений
Таблица 20 - Диапазон измерений и пределы допускаемой основной погрешности измерений по измерительным каналам объемной доли диоксида серы
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, об. доля, _ -1
млн
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. -1 доля, млн 1
Пределы допускаемой основной погрешности
приведенной*, %
относительной, %
Sentro, ТХ6350.252
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 20
от 0 до 5 включ. св. 5 до 20
±1,2
-
-
±22,1
Цифровой (RS-485)
от 0 до 20
от 0 до 5 включ. св. 5 до 20
±1
-
-
±20
Trolex, мод. ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 20
от 0 до 5 включ. св. 5 до 20
±22,1
-
-
±22,1
ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 20
от 0 до 5 включ. св. 5 до 20
±22,1
-
-
±22,1
* Приведенная погрешность к верхнему значению поддиапазона измерений
Таблица 21 - Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности измерений по измерительным каналам объемной доли диоксида азота
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений , об. доля, _ -1
млн
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. доля, млн-1
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной, об. доля, млн-1
относительной или приведенной**, %
ИТС2-ЫО2-23
Цифровой (RS-485)
от 0 до 20
от 0 до 20
±(0,5 + 0,1-Свх*)
-
ИТС2-ЫО2-24
Аналоговый (1.5 мА, 4.20 мА)
от 0 до 20
от 0 до 20
±(0,8 + 0,1-Свх*)
-
Sentro, ТХ6350.254
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 20
от 0 до 5 включ. св. 5 до 20
±1,2
-
-
±22,1 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 20
от 0 до 5 включ. св. 5 до 20
±1
-
-
±20 (отн.)
Trolex, мод. ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 20
от 0 до 1 включ. св. 1 до 20
--
±22,1 (прив.)
±22,1 (отн.)
ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 20
от 0 до 1 включ. св. 1 до 20
--
±22,1 (прив.)
±22,1 (отн.)
* Свх - значение объемной доли диоксида азота на входе датчика, %.
* * Приведенная погрешность к верхнему значению поддиапазона измерений
Таблица 22 - Диапазон измерений и пределы допускаемой основной погрешности измерений по
измерительным каналам объемной доли хлора
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, об. доля, _ -1
млн
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. -1 доля, млн 1
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной,
_ -1
млн
относительной или приведенной*, %
Sentro, ТХ6350.255
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 10
от 0 до 1 включ. св. 1 до 10
±0,23
-
-
±22,1 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 10
от 0 до 1 включ. св. 1 до 10
±0,2
-
-
±20 (отн.)
Trolex, мод. ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 10
от 0 до 1 включ. св. 1 до 10
--
±22,1 (прив.)
±22,1 (отн.)
ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 10
от 0 до 1 включ. св. 1 до 10
--
±22,1 (прив.)
±22,1 (отн.)
* Приведенная погрешность к верхнему значению поддиапазона измерений.
Таблица 23 - Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности измерений по измерительным каналам объемной доли оксида азота
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, об. доля, _ -1
млн
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. доля, млн-1
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной, об. доля, млн-1
Относительной или приведенной , %
ИТС2-\()-21
Цифровой (RS-485)
от 0 до 20
от 0 до 20
±(1 + 0,1-Свх*)
-
ИТС2-\()-22
Аналоговый (1.5 мА, 4.20 мА)
от 0 до 20
от 0 до 9 включ. св.9 до 20
±(1,2 + 0,1-Свх*) ±(1,35 + 0,1-Свх*)
--
Sentro, ТХ6350.259
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 50
от 0 до 10 включ.
св. 10 до 50
±2,21
-
±22,1 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 50
от 0 до 10 включ.
св. 10 до 50
±2
-
±20 (отн.)
Trolex, мод. ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 100
от 0 до 10 включ.
св. 10 до 100
--
±22,1 (прив.)
±22,1 (отн.)
ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 100
от 0 до 10 включ.
св. 10 до 100
--
±22,1 (прив.)
±22,1 (отн.)
* Свх - значение объемной доли оксида азота на входе датчика, %.
* * Приведенная погрешность к верхнему значению поддиапазона измерений
Таблица 24 - Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности измерений по измерительным каналам объемной доли водорода в зависимости от типа применяемого датчика
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Тип выходного сигнала датчика
Диапазон измерений, об. доля
Поддиапазон измерений, в котором нормирована погрешность, об. доля
Пределы допускаемой основной погрешности
абсолютной, об. доля
относительной или приведенной**, %
ИТС2-Н2-27
Цифровой (RS-485)
от 0 до 1500 млн-1
от 0 до 1500 млн-1
±(2 + 0,12* Свх*)
- -1
млн1
-
ИТС2-Н2-28
Аналоговый (1...5 мА, 4.20 мА)
от 0 до 1500 млн-1
от 0 до 54 млн-1
от 54 до 150 млн-1
от 150 до 1500 млн-1
±(3 + 0,12- Свх*)
- -1
млн1
±(4,1 + 0,12-Свх*) млн-1 ±(20,5 +
0,12-Свх*) млн-1
-
СДТГ 02
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 50 млн-1
от 0 до 50 млн-1
±(3,1 + 0,15-Свх*) млн-1
-
СДТГ 03
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 0,5 %
от 0 до 0,5 %
±0,12 %
-
СКПА
Аналоговый (0,4.2,0 В)
от 0 до 1000 млн-1
от 0 до 5000 млн-1
от 0 до 50 млн-1 св.50 до 1000 млн-1
от 0 до 50 млн-1 св.50 до 5000 млн-1
±5,51 млн-1 -
±5,51 млн-1 -
-
±11,1 (отн.)
-
±11,1 (отн.)
Цифровой (RS-485)
от 0 до 1000 млн-1
от 0 до 5000 млн-1
от 0 до 50 млн-1 св.50 до 1000 млн-1
от 0 до 50 млн-1 св.50 до 5000 млн-1
±5 млн-1 -
±5 млн-1 -
-
±10 (отн.)
-
±10 (отн.)
Sentro, ТХ6350.261
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 1000 млн-1
от 0 до 1000 млн-1
±110,1 млн-1
-
Цифровой (RS-485)
от 0 до 1000 млн-1
от 0 до 1000 млн-1
±100 млн-1
-
Trolex, мод. ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 1000 млн-1
от 0 до 1000 млн-1
-
±11,1 (прив.)
ТХ6373
Аналоговый (0,4.2,0 В, 4.20 мА)
от 0 до 1000 млн-1
от 0 до 1000 млн-1
-
±11,1 (прив.)
Свх - значение объемной доли водорода на входе датчика, %.
п Приведенная погрешность к верхнему значению поддиапазона измерений.
Таблица 25 - Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений при отклонении температуры окружающей среды от нормальной области значений в рабочих условиях
эксплуатации в зависимости от типа применяемого датчика
Определяемый параметр
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Пределы допускаемой дополнительной погрешности
в долях от пределов допускаемой основной погрешности
абсолютная, объемная доля, %
относительная, %
Объемная доля метана
ДМС 01
1,01)
-
ДМС 03
-
±0,2 %
(от 0 до 2,5 %)2)
±6 %
(от 5 до 100 %)2)
-
ИДИ-10
0,51)
-
-
ИМРШ
-
±0,2 %
(от 0 до 2 % включ.)2)
±10 % (св. 2 до 2,5 %)2)
ИТС2-СН4-01, ИТС2-СН4-02,
ИТС2-СН4-03, ИТС2-СН4-04,
ИТС2-СН4-05, ИТС2-СН4-06
1,01)
-
-
МГМ-1
1,01)
-
-
МИК-01
-
±0,2 %
(от 0 до 2 % включ.)2)
±10 %
(св. 2 до 100 %)2)
СГА-МХ/СН4-1О, СГА-МХ/СН4-2ТК, СГА-МХ/СН4-3О
0,51)
-
-
СД-1.М
1,0
-
-
Сигмст-PI.X.Y
1,01)
-
-
СКПД
1,01)
-
-
GMM 01, GMA 01
0,21)
-
-
Sentro, TX6350.240, TX6350.244, TX6350.246
1,01)
-
-
Sentro, TX6350.242, TX6350.243, TX6350.245
0,51)
-
-
Trolex мод. ТХ6363
0,5
-
-
ТХ6363
0,51)
-
-
Trolex мод. ТХ6383, ТХ6386, ТХ6387, STX3261
1,0
-
-
Определяемый параметр
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Пределы допускаемой дополнительной погрешности
в долях от пределов допускаемой основной погрешности
абсолютная, объемная доля, %
относительная, %
ТХ6383, TX6386, TX6387
1,01)
-
-
Объемная доля оксида углерода
ДОУИ
0,81)
-
-
ИТС2-СО-11, ИТС2-СО-12, ИТС2-СО-13, ИТС2-СО-14
0,41)
-
-
СГА-МХ/СО-1,
СГА-МХ/СО-2, СГА-МХ/СО-3
0,51)
-
-
СД-1.Т.СО
1,0
-
-
СДОУ 01
1,5»
-
-
СДТГ 01
1,5»
-
-
СКПД
1,01)
-
-
GMM 03.05, GMA 03.05
0,21)
-
-
Sentro, ТХ6350.250.50 ТХ6350.250.250
ТХ6350.250.500
1,01)
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
ТХ6373
1,01)
-
-
Объемная доля диоксида углерода
ИДИ-20
0,51)
-
-
ИТС2-СО2-19, ИТС2-СО2-20
0,51)
-
-
СГА-МХ/СО2-
1, СГА-МХ/СО2-2
0,51)
-
-
СД-1.Д
1,0
-
-
СКПА
-
-
-
Sentro, ТХ6353.278, ТХ6353.279
0,51)
-
-
Trolex, мод. ТХ6363
0,5
-
-
ТХ6363
0,51)
-
-
Определяемый параметр
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Пределы допускаемой дополнительной погрешности
в долях от пределов допускаемой основной погрешности
абсолютная, объемная доля, %
относительная, %
Объемная доля кислорода
ДКИ
0,51)
-
-
ИТС2-О2-15, ИТС2-О2-16
0,41)
-
-
СГА-МХ/02
0,51)
-
-
СД-1.Т.О2
1,0
-
-
СДТГ 11
1,51)
-
-
скпа
-
-
-
скпд
1,01)
-
-
Sentro, ТХ6350.257
±1,01)
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
ТХ6373
1,01)
-
-
Скорость воздушного потока
ТХ5921 (модификации 5922, 5923)
-
-
±0,01 % 3)
СДСВ 01
0,5
-
-
Объемная доля сероводорода
Sentro, ТХ6350.251
1,01)
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
ТХ6373
1,01)
-
-
ИТС2-Н28-17
ИТС2-Н28-18
0,41)
-
-
Объемная доля диоксида серы
Sentro, ТХ6350.252
1,01)
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
ТХ6373
1,01)
-
-
Объемная доля диоксида азота
Sentro, ТХ6350.254
1,01)
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
ТХ6373
1,01)
-
-
HTC2-NO2-23
ИТС2^О2-24
0,41)
-
-
Объемная доля хлора
Sentro, ТХ6350.255
1,01)
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
ТХ6373
1,01)
-
-
Определяемый параметр
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Пределы допускаемой дополнительной погрешности
в долях от пределов допускаемой основной погрешности
абсолютная, объемная доля, %
относительная, %
Объемная доля оксида азота
Sentro, ТХ6350.259
1,01)
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
ТХ6373
1,01)
-
-
ИТС2-\О-21, ИТС2-\О-22
0,41)
-
-
Объемная доля водорода
ИТС2-Н2-27, ИТС2-Н2-28
0,4
-
-
СДТГ 02, СДТГ 03
1,5»
-
-
СКПА
-
-
-
Sentro, ТХ6350.261
1,01)
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
ТХ6373
1,01)
-
-
Примечание:
1) - на каждые 10 °С;
2) - в указанном поддиапазоне измерений объемной доли определяемого компонента;
3) -на 1°С
Таблица 26 - Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений от изменения влажности окружающей среды в рабочих условиях эксплуатации в зависимости от типа применяемого датчика
Определяемый параметр
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Пределы допускаемой дополнительной погрешности
в долях от пределов допускаемой основной
погрешности
абсолютная, объемная доля, %
относительная, %
Объемная доля метана
ДМС 01
1,0
-
-
ДМС 03
-
±0,2 %
(от 0 до 2,5 %)1)
±6 %
(от 5 до 100 %)1)
-
ИДИ-10
0,2
-
-
ИМРШ
-
-
-
ИТС2-СН4-01, ИТС2-СН4-02,
ИТС2-СН4-03, ИТС2-СН4-04,
ИТС2-СН4-05, ИТС2-СН4-06
1,0
-
-
Определяемый параметр
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Пределы допускаемой дополнительной погрешности
в долях от пределов допускаемой основной
погрешности
абсолютная, объемная доля, %
относительная, %
МГМ-1
1,02)
-
-
МИК-01
±0,2 %
(от 0 до 2 % включ.)1)
±15 %
(св. 2 до 100 %)1)
СГА-МХ/СН4-1О, СГА-МХ/СН4-2ТК, СГА-МХ/СН4-3О
0,53)
-
-
СД-1.М
2,0
-
-
Сигмет-Р1.Х^
1,02)
-
-
СКПД
1,0
-
-
GMM 01, GMA 01
0,2
-
-
Sentro, TX6350.240, TX6350.242, TX6350.243, TX6350.244, TX6350.245, TX6350.246
0,5
-
-
Trolex мод. ТХ6363, ТХ6383, ТХ6386, ТХ6387, STX3261
0,5
-
-
ТХ6363, ТХ6383,
ТХ6386, ТХ6387
0,5
-
-
Объемная доля оксида углерода
ДОУИ
0,52)
-
-
ИТС2-СО-11, ИТС2-СО-12,
ИТС2-СО-13, ИТС2-СО-14
0,44)
-
-
СГА-МХ/СО-1, СГА-МХ/СО-2, СГА-МХ/СО-3
0,53)
-
-
СД-1.Т.СО
2,0
-
СДОУ 01
0,5
-
-
СДТГ 01
0,5
-
-
СКПА
-
-
-
СКПД
1,0
-
-
GMM 03.05, GMA 03.05
0,2
-
-
Sentro, ТХ6350.250.50, ТХ6350.250.250, ТХ6350.250.500
0,5
-
-
Определяемый параметр
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Пределы допускаемой дополнительной погрешности
в долях от пределов допускаемой основной
погрешности
абсолютная, объемная доля, %
относительная, %
Trolex, мод. ТХ6373
0,5
-
-
ТХ6373
0,5
-
-
Объемная доля диоксида углерода
ИДИ-20
0,2
-
-
ИТС2-СО2-19, ИТС2-СО2-20
0,44)
-
-
СГА-МХ/СО2-1, СГА-МХ/СО2-2
0,53)
-
-
СД-1.Д
2,0
-
-
СКПА
-
-
-
Sentro, ТХ6353.278, ТХ6353.279
0,5
-
-
Trolex, мод. ТХ6363
0,5
-
-
ТХ6363
0,5
-
-
Объемная доля кислорода
ДКИ
0,5
-
-
ИТС2-О2-15, ИТС2-О2-16
0,44)
-
-
СГА-МХ/02
0,53)
-
-
СД-1.Т.О2
2,0
-
СДТГ 11
0,5
-
-
СКПА
-
-
-
СКПД
1,0
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
0,5
-
-
Sentro, ТХ6350.257
0,5
-
-
ТХ6373
0,5
-
-
Скорость воздушного потока
СДСВ 01
0,5
-
-
ТХ5921 (модификации 5922, 5923)
-
-
±5 %
Объемная доля сероводорода
Sentro, ТХ6350.251
0,5
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
0,5
-
-
ТХ6373
0,5
-
-
ИТС2-И28-17, ИТС2-И28-18
0,44)
-
-
Определяемый параметр
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Пределы допускаемой дополнительной погрешности
в долях от пределов допускаемой основной
погрешности
абсолютная, объемная доля, %
относительная, %
Объемная доля диоксида серы
Sentro, ТХ6350.252
0,5
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
0,5
-
-
ТХ6373
0,5
-
-
Объемная доля диоксида азота
Sentro, ТХ6350.254
0,5
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
0,5
-
-
ТХ6373
0,5
-
-
ИТС2-\О2-23, ИТС2-\О2-24
0,44)
-
-
Объемная доля хлора
Trolex, мод. ТХ6350.255
0,5
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
0,5
-
-
ТХ6373
0,5
-
-
Объемная доля оксида азота
Sentro, ТХ6350.259
0,5
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
0,5
-
-
ТХ6373
0,5
-
-
ИТС2-\О-21, ИТС2-\()-22
0,44)
-
-
Объемная доля водорода
ИТС2-Н2-27, ИТС2-Н2-28
0,44)
-
-
СДТГ 02,
СДТГ 03
0,5
-
-
СКПА
-
-
-
Sentro, ТХ6350.261
0,5
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
0,5
-
-
ТХ6373
0,5
-
-
Примечание:
1) - в указанном поддиапазоне измерений объемной доли определяемого компонента;
2) - на каждые 10 %;
3) - на каждые 5 %;
4) - на каждые 15 %
Таблица 27 - Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений от изменения атмосферного давления в рабочих условиях эксплуатации в зависимости от типа применяемого
датчика
Определяемый параметр
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Пределы допускаемой дополнительной погрешности
в долях от пределов допускаемой основной погрешност и
абсолютная, объемная доля
относительная, %
Объемная доля метана
ДМС 01
1,0
-
-
ДМС 03
-
±0,2 %
(от 0 до 2,5 %)1)
±6 %
(от 5 до 100 %)1)
-
ИДИ-10
0,42)
-
-
ИМРШ
-
±0,2 %
(от 0 до 2 % включ.)1)
±30 %
(св. 2 до 2,5 %)1)
ИТС2-СН4-01, ИТС2-СН4-02,
ИТС2-СН4-03, ИТС2-СН4-04,
ИТС2-СН4-05, ИТС2-СН4-06
1,0
-
-
МИК-01
-
±0,2 %
(от 0 до 2 % включ.)1)
±30 %
(св. 2 до 100 %)1)
СГА-МХ/СН4-1О, СГА-МХ/СН4-2ТК, СГА-МХ/СН4-3О
0,53)
-
-
СД-1.М
2,0
-
-
СКПД
0,52)
-
-
GMM 01, GMA 01
0,22)
-
-
Trolex, мод.
ТХ6363, ТХ6383
1,0
-
-
Объемная доля оксида углерода
ДОУИ
0,42)
-
-
ИТС2-СО-11, ИТС2-СО-12,
ИТС2-СО-13, ИТС2-СО-14
0,23)
-
-
СГА-МХ/СО-1, СГА-МХ/СО-2, СГА-МХ/СО-3
0,53)
-
-
СД-1.Т.СО
2,0
-
-
СДОУ 01
0,5
-
-
СКПА
-
-
-
СКПД
0,52)
-
-
GMM 03.05, GMA 03.05
0,22)
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
Определяемый параметр
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Пределы допускаемой дополнительной погрешности
в долях от пределов допускаемой основной погрешност и
абсолютная, объемная доля
относительная, %
Объемная доля диоксида углерода
ИДИ-20
0,42)
-
-
ИТС2-СО2-19, ИТС2-СО2-20
2,0
-
-
СГА-МХ/СО2-1, СГА-МХ/СО2-2
0,53)
-
-
СД-1.Д
2,0
-
-
СКПА
-
-
-
Trolex, мод. ТХ6363
1,0
-
-
Объемная доля кислорода
ДКИ
0,22)
-
-
ИТС2-О2-15, ИТС2-О2-16
0,23)
-
-
СГА-МХ/02
0,53)
-
-
СД-1.Т.О2
2,0
-
-
СКПА
-
-
-
СКПД
0,52)
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
Объемная доля сероводорода
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
ИТС2-Н28-17,
ИТС2-Н28-18
0,24)
-
-
Объемная доля диоксида серы
Trolex, мод.ТХ6373
1,0
-
-
Объемная доля диоксида азота
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
BTC2-NO2-23,
BTC2-NO2-24
0,24)
-
-
Объемная доля хлора
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
Объемная доля оксида азота
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
ИТС2-\О-21, ИТС2-\О-22
0,24)
-
-
Объемная доля водорода
ИТС2-Н2-27, ИТС2-Н2-28
0,24)
-
-
СДТГ 02, СДТГ 03
-
-
-
СКПА
-
-
-
Trolex, мод. ТХ6373
1,0
-
-
Примечание:
1) - в указанном поддиапазоне измерений объемной доли определяемого компонента;
Определяемый параметр
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Пределы допускаемой дополнительной погрешности
в долях от пределов допускаемой основной погрешност и
абсолютная, объемная доля
относительная, %
2) - на каждые 3,3 кПа;
3) - на каждые 8 кПа;
4) - на каждые 30 мм рт.ст.
Таблица 28 - Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений при изменении скорости воздушного потока от 0 до 8 м/с в рабочих условиях эксплуатации
Определяемый параметр
Датчик (первичный измерительный преобразователь)
Пределы допускаемой абсолютной дополнительной погрешности, объемная доля
Объемная доля метана, кислорода, оксида углерода, диоксида углерода
СД-1.М
±0,1 %
СД-1.Т.СО
±6 млн-1 (в диапазоне от 0 до 100 млн-1 включ.) ±10 млн-1 (в диапазоне св. 100 до 200 млн-1)
СД-1.Д
±0,2 %
СД-1.Т.О2
±0,5 %
Таблица 29 - Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Время срабатывания автоматической газовой защиты по метану, с, не более
15
Пределы допускаемой абсолютной погрешности срабатывания сигнализации автоматической газовой защиты по метану, объемная доля, %, не более
±0,1
Параметры термопреобразователей сопротивления, используемых в
по ГОСТ
дополнительных измерительных каналах МИС
6651-2009
Параметры выходных сигналов датчиков, используемых в дополнительных измерительных каналах МИС:
- напряжение, В
от 0,4 до 2,0
- сила тока по ГОСТ 26.011-80, мА
от 1 до 5 или от 4 до 20
Пределы допускаемой приведенной к конечному значению диапазона преобразования погрешности преобразования сигналов датчиков измерительных каналов температуры, давления, влажности, %
±0,3
Максимальное количество каналов, обслуживаемых одним контроллером Granch SBTC2, составляет:
- измерительных,
48
либо входных логических,
80
либо выходных управляющих;
48
- передачи данных с интерфейсом RS-485;
1
- передачи данных с интерфейсом Ethernet;
1
- оптических передачи данных со скоростью до 100 Мбит/с (IEEE 802.3 u, x);
для Granch SBTC3, шт.:
2
- измерительных;
24
Наименование характеристики
Значение
либо входных логических, либо выходных управляющих;
- передачи данных с интерфейсом RS-485;
- передачи данных с интерфейсом Ethernet;
- оптических передачи данных со скоростью до 100 Мбит/с (IEEE 802.3 u, x);
- Wi-Fi стандарта IEEE 802.11 b/g/n
48
16
3
2
2
1
Максимальное количество каналов, обслуживаемых одной станцией базовой, шт.:
- выходных управляющих;
- передачи данных с интерфейсом RS-485;
- передачи данных с интерфейсом Ethernet;
- оптических передачи данных со скоростью до 100 Мбит/с (IEEE
802.3 u, x)
1
1
1
2
Количество линий связи в одном контроллере для связи с модемами серии SBNI и маршрутизаторами на их основе, шт.
от 1 до 12
Длительность цикла автоматического опроса одного измерительного канала, мс, не более
1,5
Задержка изменения состояния канала коммутации, при достижении аварийных значений контролируемых параметров или отказе датчиков основных измерительных каналов, приводящих к блокированию производственной деятельности (задержка времени срабатывания МИС), мс, не более
50,0
Максимальное петлевое сопротивление аналоговых линий связи ИК МИС, включающих датчики с выходным сигналом в виде напряжения, Ом, не менее
500
Максимальное петлевое сопротивление аналоговых линий связи ИК МИС, включающих датчики с токовым выходным сигналом, Ом, не менее
100
Время хранения информации об измерениях по всем измерительным каналам:
контроллером, часов, не менее
сервером, годов, не менее
36
1
Значение времени цикла интервала циклического опроса контроллеров, станций базовых сервером, минут, не более: по основным измерительным каналам по дополнительным измерительным каналам
1
5
Нормальные области значений климатических влияющих факторов:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность воздуха при 20 °С, %
- атмосферное давление, кПа
от +15 до +25 от 30 до 60 от 98,0 до 104,6
Составные части подземной части МИС, за исключением датчиков, устойчивы к следующим климатическим воздействиям:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность воздуха при +35 °С (с конденсацией влаги), %, не более
- атмосферное давление, кПа
от 0 до +35
98
от 84,0 до 119,7
Датчики устойчивы к климатическим воздействиям, указанным в их эксплуатационной документации.
Составные части наземной части МИС устойчивы к климатическим воздействиям в области их нормальных значений
Наименование характеристики
Значение
Степень защиты составных частей МИС от проникновения пыли, посторонних тел и воды по ГОСТ 14254-2015:
- наземной части, не менее
- подземной части, не менее
IP 20
IP 54
Время сохранения работоспособности при отключении всех линий внешнего электропитания от сети переменного тока подземной части МИС, часов, не менее
16
Время сохранения работоспособности при отключении всех линий внешнего электропитания от сети переменного тока наземной части МИС, минут, не менее
10
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы руководства по эксплуатации МКВЕ.421457.001 РЭ и паспорта
МКВЕ.421457.001 ПС типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений представлена в таблице 30.
аблица 30 - Комплект поставки МИС
Наименование
Обозначение
Кол-во
Система многофункциональная измерительная аэрогазового контроля, связи, передачи информации и управления оборудованием
«Granch МИС»
1 шт.1)
Паспорт
МКВЕ.421457.001 ПС
1 экз.
Руководство по эксплуатации
МКВЕ.421457.001 РЭ
1 экз.
Комплект эксплуатационных документов на комплектующие изделия, входящие в состав системы
-
1 экз.
Примечание -
1) Состав определяется договором на поставку.
Сведения о методах измерений
приведены в руководстве по эксплуатации МКВЕ.421457.001 РЭ раздел 3 «Использование по назначению».
Нормативные документы
ГОСТ 31610.0-2019 (IEC 60079-0:2017) "Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования";
МКВЕ. 421457.001 ТУ «Системы многофункциональные измерительные аэрогазового контроля, связи, передачи информации и управления оборудованием «Granch МИС». Технические условия».
[category] =>
[brand] => ООО НПФ "Гранч", г.Новосибирск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Открытого акционерного общества "Иркутская электросетевая компания" "Северные электрические сети"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83931-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Открытого акционерного общества "Иркутская электросетевая компания" "Северные электрические сети"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ИРМЕТ" (ООО "ИРМЕТ"), г. Иркутск
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала Открытого акционерного общества «Иркутская электросетевая компания» «Северные электрические сети» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Открытого акционерного общества "Иркутская электросетевая компания" "Северные электрические сети"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83931-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83931-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83931-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83931-21.pdf
)
)
[detail_text] =>
[category] =>
[brand] => ООО "Ирмет", г.Иркутск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 005
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО МПК "Атяшевский"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83928-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО МПК "Атяшевский"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ЕЭС-Гарант" (ООО "ЕЭС-Гарант"), Московская область, Красногорский р-н, 26 км автодороги "Балтия"
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО МПК «Атяшевский» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО МПК "Атяшевский"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83928-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83928-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83928-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83928-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО МПК «Атяшевский» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ООО МПК «Атяшевский», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС/GPS). УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±2 с. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УССВ
Основная погрешность, %
Погрешность в рабочих условиях, %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
ПС 110 кВ Районная, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 3, КЛ 10 кВ в сторону РТП-1 10 кВ
ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12
НАМИ-10
Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
УССВ-2 Рег. № 54074-13
активная
реактивная
±1,0
±2,6
±3,4
±5,7
2
ПС 110 кВ Районная, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 16, КЛ 10 кВ в сторону РТП-1 10 кВ
ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12
НАМИТ-10
Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-07
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±3,4
±5,8
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
3
ПС 110 кВ ГКС, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 13, КЛ 10 кВ в сторону
РТП-1 10 кВ
ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12
НОЛ-СЭЩ-10
Кл. т. 0,5
Ктн 10000:^3/100:^3
Рег. № 35955-07
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
УССВ-2 Рег. № 54074-13
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,6
±2,8
4
ПС 110 кВ ГКС, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 34, КЛ 10 кВ в сторону
РТП-1 10 кВ
ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12
НОЛ-СЭЩ-10
Кл. т. 0,5
Ктн 10000:^3/100:^3
Рег. № 35955-07
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,6
±2,8
5
ПС 110 кВ ГКС, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 15, КЛ 10 кВ в сторону
РТП 10 кВ Водозабор, РТП-2 10 кВ
ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12
НОЛ-СЭЩ-10
Кл. т. 0,5
Ктн 10000:^3/100:^3
Рег. № 35955-07
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,6
±2,8
6
ПС 110 кВ ГКС, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 14, КЛ 10 кВ в сторону
РТП 10 кВ Водозабор, РТП-2 10 кВ
ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12
НОЛ-СЭЩ-10
Кл. т. 0,5
Ктн 10000:^3/100:^3
Рег. № 35955-07
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,6
±2,8
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
±5
Продолжение таблицы 2
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 6 от 0 до плюс 40 °C.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
5 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество ИК
6
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином
от 99 до 101
- ток, % от 1ном
от 100 до 120
- частота, Гц
от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9
0,9
- температура окружающей среды, оС
от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином
от 90 до 110
- ток, % от 1ном
от 2 до 120
- коэффициент мощности
от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц
от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС
от -45 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС
от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС
от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счетчика СЭТ-4ТМ.03М
165000
для счетчика СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01
220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
114
- при отключении питания, лет, не менее
45
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Т ип/Обозначение
Количество, шт./Экз.
Трансформатор тока
ТОЛ-СЭЩ
18
Трансформатор напряжения
НАМИ-10
1
Трансформатор напряжения
НАМИТ-10
1
Трансформатор напряжения
НОЛ-СЭЩ-10
6
Счётчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О1
2
Счётчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.ОЗМ
2
Счётчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.ОЗМ
2
Устройство синхронизации времени
УССВ-2
1
Программное обеспечение
«АльфаЦЕНТР»
1
Паспорт-Формуляр
ЕГ.01.109-ПФ
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО МПК «Атяшевский», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "ЕЭС.Гарант", Московская обл.
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 109
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Тележки путеизмерительные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83926-21
[name] => Тележки путеизмерительные
[model] => ПТ-12-01
[brand_full] => Акционерное общество "Фирма ТВЕМА" (АО "Фирма ТВЕМА"), г. Москва
[preview_text] => Тележки путеизмерительные ПТ-12-01 (далее - тележки ПТ-12-01) предназначены для измерения ширины рельсовой колеи (шаблон), взаимного положения обеих рельсовых нитей по высоте (уровень), стрел изгиба каждой рельсовой нити в горизонтальной плоскости (рихтовка), стрел изгиба каждой рельсовой нити в вертикальной плоскости (просадка) в процессе строительства, эксплуатации и ремонтно-восстановительных работ железнодорожного пути.
[page_header] => Тележки путеизмерительные ПТ-12-01
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83926-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83926-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83926-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83926-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83926-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Тележки путеизмерительные ПТ-12-01 (далее - тележки ПТ-12-01) предназначены для измерения ширины рельсовой колеи (шаблон), взаимного положения обеих рельсовых нитей по высоте (уровень), стрел изгиба каждой рельсовой нити в горизонтальной плоскости (рихтовка), стрел изгиба каждой рельсовой нити в вертикальной плоскости (просадка) в процессе строительства, эксплуатации и ремонтно-восстановительных работ железнодорожного пути.
Описание
Принцип действия тележек ПТ-12-01 состоит в получении при помощи датчиков измерительной информации о параметрах пути, преобразовании ее центральным блоком обработки и передаче на переносной или планшетный компьютер для дальнейшей обработки полученных результатов измерений.
Тележки ПТ-12-01 представляют собой раму в виде центральной балки с двумя боковинами, одна закреплена стационарно, вторая боковина подвижная.
На раме установлен блок датчиков инерциальных (БДИ), предназначен для измерения и передачи первичной информации в центральный блок обработки (ЦБО), из которого измерительная информация далее передается на переносной или планшетный компьютер для постобработки. Датчики, входящие в состав БДИ, измеряют крен для вычисления взаимного положение обеих рельсовых нитей по высоте (уровня), тангаж для вычисления просадок и курс для рихтовок.
Ширину рельсовой колеи измеряют с помощью четырех модулей шаблона, каждый из которых состоит из датчика ширины рельсовой колеи, лопатки и ролика. Модули шаблона закреплены на правой и левой боковинах тележки. Сигнал с датчиков шаблона передается в центральный блок обработки.
Датчик угла поворота боковины за счёт изменения углового положения правой поворотной боковины относительно центральной части рамы измеряет угол поворота боковины, затем передает сигнал в центральный блок обработки. Данные датчика угла поворота боковины позволяют вычислить просадки.
В качестве датчиков шаблона и угла поворота боковины применяются абсолютные круговые энкодеры.
Для контроля текущей координаты пути и синхронизации данных в тележке применяется закрепленный в оси колеса датчик пути, который преобразует вращение колеса в последовательность импульсов, пропорциональную скорости вращения. При вращении колеса датчик формирует электрические импульсы, по которым определяется величина перемещения тележки. Датчик пути передает полученный сигнал в центральный блок обработки.
Передвижение по рельсовому пути осуществляется за счет колес с ребордами, по два на каждой боковине. Для перемещения тележки в рабочем положении вдоль рельсового пути служит шарнирно закрепленная на раме ручка: в рабочем положении ручку устанавливают вдоль рельсового пути, а при переносе тележки и снятии ее с пути ручку разворачивают вдоль рамы и фиксируют.
Путевой сигнал представляет собой полую трубу с навершием в виде красного диска. Во время работы тележки путевой сигнал вставляется в гнездо, при транспортировке путевой сигнал закреплен вдоль тележки в фиксатор.
Переносной или планшетный компьютер, закрепленный с помощью кронштейна, размещенного на центральном блоке обработки, предназначен для расшифровки, регистрации, запоминания, индикации показаний датчиков тележки, анализа и обработки полученных результатов измерения, формирования отчетных документов.
Аккумуляторная батарея (АКБ) тележки обеспечивает бесперебойную работу тележки в течение не менее восьми часов. Зарядное устройство предназначено для зарядки АКБ от внешней сети переменного тока напряжением 220 В.
Общий вид тележки ПТ-12-01 приведен на рисунке 1.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид тележек путеизмерительных ПТ-12-01.
Пломбирование тележки ПТ-12-01 осуществляется на передней поверхности центрального блока обработки: снизу слева и сверху справа. Пломбирование может быть в виде повреждаемой наклейки или винта, который вставляется в пломбировочную чашку и заворачивается до упора. Затем пломбировочную чашку набивается мастика, после делается оттиск. Заводские номера наносятся на заводскую табличку, закрепленную на корпусе тележки ПТ-12-01, с помощью лазерной гравировки и имеют цифровое обозначение.
Места пломбирования обозначены белыми стрелками на рисунке 2.
Рисунок 2 - Места пломбирования тележки (указаны стрелками)
Программное обеспечение
Программное обеспечение «TRACK» установлено на переносной или планшетный компьютер, предназначено для расшифровки, регистрации, запоминания, индикации показаний датчиков тележки, анализа и обработки полученных результатов измерения, формирования отчетных документов.
В программной оболочке функции, дающие возможность изменения программного обеспечения пользователем, отсутствуют.
Идентификационные данные программного обеспечения тележек ПТ-12-01 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения тележек ПТ-12-01
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО «TRACK»
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Не ниже 2.22
Цифровой идентификатор ПО
—
Уровень защиты программного обеспечения оценивается, как «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики тележек ПТ-12-01 представлены в таблицах 2 и 3.
Таблица - 2 Метрологические характеристики Тележек путеизмерительных ПТ-12-01
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений ширины рельсовой колеи, мм
от 1505 до 1560
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений ширины рельсовой колеи, мм
±1
Диапазон измерений взаимного положения обеих рельсовых нитей по высоте (уровень), мм
от -160 до +160
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений взаимного расположения обеих рельсовых нитей по высоте (уровень), мм
±1
Диапазон измерений углового перемещения в горизонтальной плоскости (курс), °
от -360 до +360
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений углового перемещения в горизонтальной плоскости (курс), °
±0,03
Диапазон измерений угла наклона в продольной рельсовой колее плоскости (тангаж), °
от -5 до +5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла наклона в продольной рельсовой колее плоскости (тангаж), °
±0,03
Диапазон измерений угла поворота боковины относительно рамы тележки, °
от -3 до +3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла поворота боковины относительно рамы тележки, °
±0,03
Таблица - 3 Технические характеристики Тележек путеизмерительных ПТ-12-01
Наименование характеристики
Значение
Масса, не более, кг
36
Габаритные размеры, мм
длина
800
ширина
1900
высота рамы
500
Электрическое сопротивление между левой и правой парой колес тележки, МОм, не менее
10
Продолжительность непрерывной работы до подзарядки блока питания, ч, не менее
8
Скорость перемещения тележки, не более, км/ч
7
Диапазон рабочих температур, °С
от -29 до +50
Знак утверждения типа
наносится на наружной поверхности тележек ПТ-12-01, методом наклейки и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплект поставки тележек ПТ-12-0
Наименование
Обозначение
Количество
Тележки путеизмерительные ПТ-12-01
-
1 экз.
Руководство по эксплуатации
ВДМА.663500.198 РЭ
1 экз.
Руководство пользователя ПО
ВДМА.663500.198 РП
1 экз.
Формуляр
ВДМА.663500.198 ФО
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 2 документа ВДМА.663500.198 РЭ «Тележка путеизмерительная ПТ12-01. Руководство по эксплуатации» и в разделе 2 документа ВДМА.663500. 198 РП «Тележка путеизмерительная ПТ-12-01. Руководство пользователя ПО «TRACK».
Нормативные документы
ВДМА.663500.198 ТУ «Тележка путеизмерительная ПТ-12-01. Технические усло
вия»
[category] =>
[brand] => ЗАО "Фирма ТВЕМА", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЭК" вторая очередь
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83927-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЭК" вторая очередь
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Межрегиональная энергосбытовая компания" (ООО "МЭК"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЭК» вторая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "МЭК" вторая очередь
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83927-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83927-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83927-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83927-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЭК» вторая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, четырёхуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных контроллер многофункциональный ARIS-2803 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ПС 110 кВ Ютаза, включающий в себя сервер баз данных (далее - БД) АО «Сетевая компания» с автоматизированными рабочими местами персонала (далее - АРМ), устройством синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ), программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2.0» и каналообразующей аппаратурой.
4-й уровень - ИВК, включающий в себя сервер БД ООО «МЭК», АРМ, устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ), ПО «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из четырёх уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчика для ИК № 14 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на сервер БД АО «Сетевая компания» третьего уровня АИИС КУЭ. На сервере БД АО «Сетевая компания» третьего уровня АИИС КУЭ осуществляется хранение измерительной информации.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков для ИК №№ 1-13 поступает на сервер БД ООО «МЭК» четвертого уровня АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На ИВК третьего уровня АИИС КУЭ ежесуточно выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации о результатах измерений, состоянии средств измерений в формате XML-макетов в ИВК четвертого уровня АИИС КУЭ с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP.
На верхнем ИВК четвертого уровня АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД ООО «МЭК» четвертого уровня АИИС КУЭ обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц (предприятий потребителей, сетевых организаций, смежных субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) и др.), получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Сервер БД ООО «МЭК» четвертого уровня АИИС КУЭ по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ, ИВК третьего уровня АИИС КУЭ и ИВК четвертого уровня АИИС КУЭ. АИИС КУЭ оснащена:
- УСВ-2 в составе ИВК третьего уровня АИИС КУЭ, на основе приемника сигналов точного времени, принимающим сигналы точного времени от навигационных систем ГЛОНАСС/GPS;
- УСВ-2 в составе ИВК четвертого уровня АИИС КУЭ, на основе приемника сигналов точного времени, принимающим сигналы точного времени от навигационных систем ГЛОНАСС/GPS.
УСВ-2 в составе ИВК третьего уровня АИИС КУЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД АО «Сетевая компания» третьего уровня АИИС КУЭ. Коррекция часов сервера БД АО «Сетевая компания» третьего уровня АИИС КУЭ проводится при расхождении часов сервера БД АО «Сетевая компания» третьего уровня АИИС КУЭ и времени УСВ-2 более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени сервера БД АО «Сетевая компания» третьего уровня АИИС КУЭ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчика для ИК № 14 проводится при расхождении часов счетчика и времени УСПД более чем на ±1 с.
УСВ-2 в составе ИВК четвертого уровня АИИС КУЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД ООО «МЭК» четвертого уровня АИИС КУЭ. Коррекция часов сервера БД ООО «МЭК» четвертого уровня АИИС КУЭ проводится при расхождении часов сервера БД ООО «МЭК» четвертого уровня АИИС КУЭ и времени УСВ-2 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков для ИК №№ 1-13 проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД ООО «МЭК» четвертого уровня АИИС КУЭ более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используются:
1. ПО «Пирамида 2.0», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.1. ПО «Пирамида 2.0» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0».
Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0»
Идентификационные признаки
Значение
1
2
Идентификационное наименование ПО
BinaryPackControls.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476
Идентификационное наименование ПО
CheckDatalntegrity. dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7
Идентификационное наименование ПО
ComIECFunctions.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27
Идентификационное наименование ПО
ComModbusFunctions.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917
Продолжение таблицы 1.1
1
2
Идентификационное наименование ПО
ComStdFunctions.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373
Идентификационное наименование ПО
DateTimeProcessing.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D
Идентификационное наименование ПО
SafeValuesDataUpdate.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB
Идентификационное наименование ПО
SimpleVerifyDataStatuses.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39
Идентификационное наименование ПО
SummaryCheckCRC. dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5
Идентификационное наименование ПО
ValuesDataProcessing.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО
013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
ПО «Пирамида 2.0» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
2. ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.2. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные признаки
Значение
1
2
Идентификационное наименование ПО
«АльфаЦЕНТР»
Библиотека ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСВ / УСПД
Основная погрешность, %
Погрешность в рабочих условиях, %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
РП-ДСК 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 сш 6 кВ, яч.2
ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2363-68
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70
Меркурий 234 ART-00 PR Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
УСВ-2 Рег.
№ 4168109 / -
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±3,3
±5,7
2
РП-ДСК 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч.18
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70
Меркурий 234 ART-00 PR Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±3,3
±5,7
3
РП-ДСК 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 сш 6 кВ, яч.5
ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 2363-68
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70
Меркурий 234 ART2-00 DPR Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±3,3
±5,7
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
4
РП-ДСК 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч.13
ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 2363-68
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70
Меркурий 230 ART2-00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
УСВ-2 Рег. № 4168109 / -
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±3,3
±5,7
5
ТП-5 6 кВ, РУ-0,4 кВ, сш 0,4 кВ, ф.1
Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 71031-18
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,2
±5,6
6
ТП-5 6 кВ, РУ-0,4 кВ, сш 0,4 кВ, ф.4
Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 71031-18
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,2
±5,6
7
ТП-4 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 сш 0,4 кВ, яч.10
Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 71031-18
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,2
±5,6
8
ТП-4 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 сш 0,4 кВ, яч.17
Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 71031-18
-
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 80590-20
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,2
±5,6
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
9
ТП-8 6 кВ, РУ-0,4 кВ, сш 0,4 кВ, яч.6
Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 71031-18
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
УСВ-2 Рег. № 4168109 / -
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,2
±5,6
10
ВРУ-0,4 кВ ТСН
РЕСУРС, яч.АВ-1
Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 71031-18
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,2
±5,6
11
ВРУ-0,4 кВ Цех копчения рыбы, ввод 0,4 кВ
-
-
Меркурий 236 ART-02 PQRS Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 47560-11
активная
реактивная
±1,1
±2,2
±3,4
±6,4
12
ТП-6 6 кВ, РУ-0,4 кВ, сш 0,4 кВ, яч. 11
Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 71031-18
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11
активная
реактивная
±1,0
±2,4
±3,2
±5,6
13
ПС 110 кВ Кольчугино, ЗРУ-6 кВ, ф.621
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 47958-11
НАМИТ-6-2 УХЛ2
Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 70324-18
ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
активная
реактивная
±1,0
±2,5
±3,3
±5,7
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
14
ПС 110 кВ Ютаза, РУ-6 кВ, 1 сш 6 кВ, ф.45-20
ТЛМ-10-1(1)У2
Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 48923-12
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
УСВ-2 Рег. № 41681-10 / ARIS-2803 Рег. № 67864-17
активная
реактивная
±1,1
±2,6
±3,0
±4,8
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
±5
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана:
ИК №№ 1-14 - для cos9 = 0,8инд, !=0,05-1ном;
и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-14 от 0°C до плюс 40°C.
4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичное утвержденного типа.
7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество измерительных каналов
14
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
99 до 101
- ток, % От Ihom
100 до 120
- частота, Гц
от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9
0,9
- температура окружающей среды, °C
от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
от 90 до 110
- ток, % От Ihom для ИК №№ 1-14
от 5 до 120
- коэффициент мощности
от 0,5 инд. до 0,8
- частота, Гц
от 49,5 до 50,5
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС
от -40 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, ОС:
от -40 до +55
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, ОС:
от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения УСВ, ОС:
от -10 до +50
- температура окружающей среды в месте расположения сервера БД, ОС
от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики электроэнергии:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- для счетчиков Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN (рег. № 80590
20)
210000
- для счетчиков Меркурий 230 ART2-00 PQCSIDN (рег. № 2334507)
150000
- для счетчиков Меркурий 234 ART-00 PR, Меркурий 234 ART2-00 DPR (рег. № 75755-19)
320000
- для счетчиков Меркурий 236 ART-02 PQRS, Меркурий 236 ART-03 PQRS (рег. № 47560-11)
220000
- для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 (рег. № 50460-18)
165000
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12)
165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
125000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
УСВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
Лист № 11
Всего листов 15
Продолжение таблицы 3
1
2
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации
Счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее
45
- при отключении питания, лет, не менее
5
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее
45
- сохранение информации при отключении питания, лет, не
10
менее
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике, УСПД и сервере БД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервера БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество
1
2
3
Трансформатор тока
ТПЛ-10
3 шт.
Трансформатор тока
ТПЛМ-10
5 шт.
Трансформатор тока
ТПОЛ-10
2 шт.
Трансформатор тока
ТЛМ-10-1(1)У2
2 шт.
Трансформатор тока
Т-0,66 УЗ
21 шт.
Трансформатор напряжения
НТМИ-6-66
2 шт.
Трансформатор напряжения
НАМИТ-6-2 УХЛ2
1 шт.
Трансформатор напряжения
НАМИ-10-95 УХЛ2
2 шт.
Счётчик электрической энергии многофункциональный
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
1 шт.
Счётчик электрической энергии многофункциональный
Меркурий 230 ART2-00 PQCSIDN
1 шт.
Счётчик электрической энергии многофункциональный
Меркурий 234 ART-00 PR
2 шт.
Счётчик электрической энергии многофункциональный
Меркурий 234 ART2-00 DPR
1 шт.
Счётчик электрической энергии многофункциональный
Меркурий 236 ART-02 PQRS
1 шт.
Счётчик электрической энергии многофункциональный
Меркурий 236 ART-03 PQRS
6 шт.
Продолжение таблицы 4
1
2
3
Счётчик электрической энергии многофункциональный
ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01
1 шт.
Счётчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М
1 шт.
Устройство сбора и передачи данных
ARIS-2803
1 шт.
Устройство синхронизации времени
УСВ-2
1 шт.
Устройство синхронизации времени
УСВ-2
1 шт.
Программное обеспечение
«Пирамида 2.0»
1 шт.
Программное обеспечение
«АльфаЦЕНТР»
1 шт.
Паспорт-Формуляр
РЭСС.411711.АИИС.971 ПФ
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «МЭК» вторая очередь», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
[category] =>
[brand] => ООО "Межрегиональная энергосбытовая компания" (ООО "МЭК"), г. Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 971
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Генераторы сигналов
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83923-21
[name] => Генераторы сигналов
[model] => N5166B
[brand_full] => Компания "Keysight Technologies Malaysia Sdn. Bhd.", Малайзия
[preview_text] => Генераторы сигналов N5166B (далее - генераторы) предназначены для формирования стабильных по частоте и мощности сигналов в диапазоне частот от 9 кГц до 6 ГГ ц, а также сигналов с различными видами аналоговой и цифровой модуляции.
[page_header] => Генераторы сигналов N5166B
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83923-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83923-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83923-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83923-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83923-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83923-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Генераторы сигналов N5166B (далее - генераторы) предназначены для формирования стабильных по частоте и мощности сигналов в диапазоне частот от 9 кГц до 6 ГГц, а также сигналов с различными видами аналоговой и цифровой модуляции.
Описание
Принцип действия генераторов основан на совокупности методов с опорой на сигнал встроенного кварцевого генератора частотой 10 МГц: до 5 МГц применяется прямой цифровой синтез, а свыше 5 МГц метод косвенного синтеза, заключающийся в применении фазовой автоподстройки частоты.
Конструктивно генераторы выполнены в виде моноблока, управление изменением выходных характеристик обеспечивается с помощью наборных клавиш и валкодера, расположенных на лицевой панели. Сигнал с установленными характеристиками снимается с основного выхода. Предусмотрены входные разъемы BNC для обеспечения внешних модулирующих сигналов I/Qc полосой до 120 МГц, а также подачи внешнего синхроимпульса и внешнего импульсного модулирующего сигнала. Обеспечивается качание частоты сигнала в заданном частотном диапазоне. Управление всеми режимами работы и параметрами генераторов осуществляется как вручную, так и дистанционно от внешнего компьютера.
Генераторы обеспечивают воспроизведение стабильных по частоте и выходному уровню немодулированных колебаний; воспроизведение сигналов с различными видами аналоговой, импульсной и цифровой модуляции от внутреннего и внешнего модулирующих генераторов; автоматическое тестирование и самодиагностику.
Для предотвращения несанкционированного доступа к внутренним частям генераторов один из винтов крепления корпуса пломбируется.
Самоклеящаяся этикетка с заводским (серийным) номером, однозначно идентифицирующим каждый экземпляр генераторов размещена на задней панели.
Функциональные возможности генератора определяются составом опций. Состав опций и их функциональные возможности приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Состав опций
Опция
Функциональное назначение
503
Частотный диапазон от 9 кГц до 3 ГГц
506
Частотный диапазон от 9 кГц до 6 ГГц
653
Внутренний генератор модулирующего сигнала (полоса ПЧ 60 МГц, память 32 Мегавыборки)
655
Расширение полосы внутреннего генератора модулирующего сигнала (полоса ПЧ 120 МГц, память 32 Мегавыборки)
Продолжение таблицы 1
Опция
Функциональное назначение
022
Расширение памяти внутреннего генератора модулирующего сигнала (с 32 до 512 Мегавыборок)
303
Многофункциональный генератор
UNT
Амплитудная, частотная и фазовая модуляция
UNW
Модуляция короткими импульсами
009
Внутренний твердотельный накопитель
1ER
Вход опорного сигнала (1 - 50 ГГц)
N5180320B
Генератор импульсных последовательностей
N5180403B
Калиброванный генератор белого гауссовского шума (AWGN)
N5180430B
Многотоновый и двухтоновый сигнал
N5180431B
Заказная цифровая модуляция
N7600EMBC
Генерирование сигналов по стандартам W-CDMA/HSPA+
N7601EMBC
Генерирование сигналов по стандартам CDMA2000/1xEV-DO
N7602EMBC
Генерирование сигналов по стандартам GSM/EDGE/Evo
N7605EMBC
Генерирование сигналов затухания в реальном времени
N7606EMBC
Генерирование сигналов по стандартам Bluetooth
N7607EMBC
Генерирование сигналов по стандартам профилей радаров DFS
N7608EMBC/
N7608APPC
Генерирование сигналов произвольных модуляций
N7609EMBC
Генерирование сигналов глобальных навигационных спутниковых систем
N7610EMBC
Генерирование сигналов Интернета вещей
N7611EMBC
Генерирование сигналов по стандартам радиовещания
N7612EMBC
Генерирование сигналов по стандартам TD-SCDMA/HSPA
N7614EMBC
Генерирование сигналов для тестирования усилителей мощности
N7615EMBC
Генерирование сигналов по стандартам MobileWiMAX
N7617EMBC
Генерирование сигналов по стандартам WLAN 802.11
N7620B
Генерирование радиоимпульсов
N7621B
Генерирование многотоновых сигналов
N7623EMBC
Генерирование сигналов цифрового телевидения
N7624EMBC
Генерирование сигналов по стандартам LTE/LTE-Advanced/ LTE-Advanced Pro FDD
N7625EMBC
Генерирование сигналов по стандартам LTE/LTE-Advanced TDD
N7630EMBC/
N7630APPC
Генерирование сигналов по стандартам Pre-5G
N7631EMBC/
N7631APPC
Генерирование сигналов по стандартам 5GNR
N7637EMBC/
N7637APPC
Генерирование сигналов по стандартам WLAN 802.11ad/ay
N7640EMBC/
N7640APPC
Генерирование сигналов по стандартам LMR
N7650B
Генерирование пакетов Waveform License
Внешний вид генератора представлен на рисунке 1. Схема пломбировки от несанкционированного доступа представлена на рисунке 2.
Рисунок 1 - Общий вид генератора сигналов N5166B
Места пломбирования
Рисунок 2 - Схема пломбировки генератора N5166B
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) генератора встроено в защищённую от записи память микроконтроллера, что исключает возможность его несанкционированных настроек и вмешательства, приводящих к искажению результатов измерений. Метрологические характеристики генератора нормированы с учетом влияния ПО.
Уровень защиты ПО «низкий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО генератора
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
N5166B X-Series Firmware
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже В.01.86
Цифровой идентификатор ПО
-
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон частот, кГц опция 503 опция 506
от 9 до 3-106 от 9 до 6^ 106
Полосы частот
Диапазон частот, МГц
N1)
1
от 9- 10-3до 5 включ.
1 (цифровой синтезатор)
1
св. 5 до 250 включ.
1
2
св. 250 до 375включ.
0,25
3
св. 375 до 750 включ.
0,5
4
св. 750 до 1500 включ.
1
5
св. 1500 до 3000,001 включ.
2
6
св. 3000,001 до 6000 включ.
4
Дискретность установки частоты, Гц
0,001
Пределы допускаемой относительной погрешности установки частоты
±2,14М0-6
Максимальный уровень выходной мощности в диапазоне частот, дБм2), не менее от 9 кГц до 10 МГц включ. св. 10 МГц до 3 ГГц включ. св. 3 ГГц до 6 ГГц
+1
+1
+1
13
18
16
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки уровня выходной мощности, дБ св. 100 кГц до 5 МГц включ. св. 5 МГц до 3 ГГц включ. св. 3 ГГц до 6 ГГц включ.
от плюс 18 до минус 60 дБм включ.
менее минус 60 до минус 100 дБм
±0,8
±0,6
±0,6
±0,9
±0,8
±1,1
Уровень гармонических составляющих относительно основного немодулированного сигнала (уровень сигнала менее плюс 4 дБм) в диапазоне частот от 9 кГц до 3 ГГц, дБ, не более
-35
Уровень негармонических составляющих относительно основного немодулированного сигнала (отстройка от несущей более 10 кГц), дБн3), не более в диапазоне частот
от 5 до 250 МГц включ.
св. 250 до 750 МГц включ.
св. 750 МГц до 1,5 ГГц включ.
св. 1,5 до 3 ГГц включ.
св. 3 до 6 ГГц включ.
-75
-75
-72
-66
-60
Максимальное значение девиации в режиме частотной модуляции, МГц
N-10
Дискретность установки девиации частоты, Гц
2,5^10-4 -Гдев 4) или 1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки девиации частоты (частота модулирующего сигнала 1 кГц, девиация менее М50 кГц)
±(2-10-2-£дев+20)
Частотная характеристика (3 дБ) при установках полосы пропускания, МГ ц нормальная широкополосная
от 0 до 1
от 0 до 4
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики
Значение
Максимальное значение девиации фазы в режиме фазовой модуляции, при установках полосы пропускания, рад, не менее нормальная широкополосная
N • 5
N • 0,5
Дискретность установки девиации фазы, рад
1-10’3 • Дф 5)
Максимальная глубина коэффициента амплитудной модуляций (Кам) 6), %, не менее
100
Дискретность установки Кам
0,1 %
Пределы допускаемой погрешности установки Кам (частота модуляции 1 кГц, Кам менее 80
%), %
менее 5 МГц
св.5 МГц включ. до 2 ГГц включ.
св. 2 до 3 ГГц включ.
±(0,015 • Кам + 1) ±(0,03 • Кам + 1) ±(0,05 • Кам + 1)
Длительность нарастания и спада импульса, нс, не более
10
Минимальная длительность импульса, мкс
АРУ включена
АРУ выключена
2 0,02
1)N - показатель, используемый для облегчения поиска определённой характеристики.
2) дБм - дБ относительно 1 мВт.
3) дБн - децибел по отношению к величине несущей.
4) Гдев - установленное значение девиации частоты, Гц.
5) Дф - значение установленной девиации фазы, рад.
6) Кам - коэффициент амплитудной модуляции.
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Характеристика
Значение
Номинальные параметры сети питания переменного тока частотой 50 Гц, В
от 220 до 240 В
Потребляемая мощность, ВА, не более
300
Габаритные размеры, мм, не более
ширина
426
глубина
489
высота
88
Масса, кг, не более
15,9
Условия эксплуатации
температура окружающего воздуха, °С
от +15до +35
относительная влажность, %, не более
80
Знак утверждения типа
наносят на лицевую панель генераторав виде голографической наклейки и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность генераторов
Наименование
Обозначение
Количество
Генератор сигналов
N5166B
1 шт.
Руководство по эксплуатации
—
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены разделах 3-14 документа «Генераторы сигналов N5166B. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
Приказу Росстандарта № 1621 от 31.07.2018 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты»
Техническая документация изготовителя
[category] =>
[brand] => Компания "Keysight Technologies, Inc.", США
[country] => МАЛАЙЗИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Дефектоскопы магнитные комбинированные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83924-21
[name] => Дефектоскопы магнитные комбинированные
[model] => МСК
[brand_full] => Акционерное общество "Транснефть - Диаскан" (АО "Транснефть - Диаскан"), Московская область, г. Луховицы
[preview_text] => Дефектоскопы магнитные комбинированные МСК (далее по тексту -дефектоскопы) предназначены для измерений толщины стенки трубы методом магнитной дефектоскопии и координаты выявленных дефектов вдоль оси трубы при проведении внутритрубного диагностирования магистральных нефтепроводов,
[page_header] => Дефектоскопы магнитные комбинированные МСК
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83924-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83924-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83924-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83924-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83924-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83924-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83924-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Дефектоскопы магнитные комбинированные МСК (далее по тексту -дефектоскопы) предназначены для измерений толщины стенки трубы методом магнитной дефектоскопии и координаты выявленных дефектов вдоль оси трубы при проведении внутритрубного диагностирования магистральных нефтепроводов,
нефтепродуктопроводов и газопроводов.
Описание
Принцип действия дефектоскопов основан на методе эффекта Холла.
Дефектоскопы выпускаются в следующих исполнениях: 8-МСК.02-00.000, 10-МСК.02-00.000 и 28-МСК.01-00.000, которые отличаются метрологическими характеристиками, типоразмерами, наличием дополнительного не метрологического оборудования и количеством секций.
Каждая магнитная секция дефектоскопов в исполнениях 8-МСК.02-00.000 и 10-МСК.02-00.000 оснащена магнитной системой, создающей в теле трубы мощное магнитное поле. Дефектоскоп в исполнении 28-МСК.01-00.000 оснащен постоянными магнитами, создающими в теле трубы мощное магнитное поле. Во время движения дефектоскопа вдоль трубопровода модули датчиков, установленные между магнитными полюсами, регистрируют любое изменение магнитного потока, вызванное изменением толщины стенки трубы или несплошностью металла трубы.
Дефектоскопы являются модульными измерительными приборами неразрушающего контроля. Конструктивно дефектоскопы состоят из соединенных между собой карданными соединениями секций:
- в исполнении 8-МСК.02-00.000: секции ведущей, двух секций батарейных, секции одометрической, секции магнитной 1, секции магнитной 2, секции магнитной 3, секции магнитной 4 и двух секций электроники;
- в исполнении 10-МСК.02-00.000: секции батарейной, секции батарейной дополнительной, секции одометрической, секции магнитной 1, секции магнитной 2, секции магнитной 3, секции магнитной 4 и двух блоков электроники;
- в исполнении 28-МСК.01-00.000: секции 1, секции 2 и секции 3. Магнитная измерительная система секции 1 включает в себя магнитопровод и внешние устройства измерительной системы продольного намагничивания. Магнитная измерительная система секций 2 и 3 включает в себя блоки датчиков поперечные, мультиплексоры и пластины щеточные, закрепленные на магнитной системе.
В секции магнитной 1 и 2 используется метод продольного намагничивания (MFL), а в секциях 3 и 4 - метод поперечного намагничивания (TFI), за счет чего обнаруживаются дефекты в произвольном направлении по угловому положению.
Секции дефектоскопов центрируются в трубопроводе с помощью манжет.
В исполнениях 8-МСК.02-00.000 и 10-МСК.02-00.000 предусмотрена эксплуатация дефектоскопов в трех вариантах сборки: MFL + TFI (базовый вариант сборки), MFL и TFI. Дефектоскоп в исполнении 28-МСК.01-00.000 эксплуатируется только в жидкостной среде, в исполнениях 8-МСК.02-00.000 и 10-МСК.02-00.000 - в газовой и жидкостной среде.
аблица 1 - Типоразмеры дефектоскопов магнитных комбинированных МСК
Обозначение дефектоскопов
Заводской номер
Типоразмер мм
8-МСК.02-00.000
2190170
219
10-МСК.02-00.000
2190280
273
28-МСК.01-00.000
305041
720
Пломбирование дефектоскопов не предусмотрено.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифрового обозначения наносится:
- для исполнения 8-МСК.02-00.000 гравировкой на проставке ведущей секции;
- для исполнения 10-МСК.02-00.000 на табличке между конической и тарельчатой манжетой сзади батарейной секции;
- для исполнения 28-МСК.01-00.000 ударным способом на бирку, закрепленную на передней части секции 1.
Фотографии общего вида дефектоскопов представлены на рисунках 1-3.
Место нанесения заводского номера
Рисунок 1 - Общий вид дефектоскопа магнитного комбинированного 8-МСК.02-00.000
Рисунок 2 - Общий вид дефектоскопа магнитного комбинированного
10-МСК.02-00.000
Рисунок 3 - Общий вид дефектоскопа магнитного комбинированного
28-МСК.01-00.000
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) служит для подготовки и настройки оборудования перед пропуском дефектоскопов по трубопроводу, отображения результатов измерения на экране персонального компьютера, передачи данных пропуска на внешние накопители.
ПО «UniScan» предназначено для визуализации и постобработки результатов измерений.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Обозначение дефектоскопа
8-МСК.02-00.000
10-МСК.02-00.000
28-МСК.01-00.000
Идентификационное наименование ПО
Терминал внутритрубного дефектоскопа универсальный
Терминал ВИП серии МСК.01
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже
22.0592.20
22.0392.10
Цифровой идентификатор
ПО
-
Таблица 3 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование
ПО
UniScan
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже
7.3.1084.1
Цифровой идентификатор ПО
-
Технические характеристики
Таблица 4 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Обозначение дефектоскопа
8-МСК.02-00.000
10-МСК.02-00.000
28-МСК.01-00.000
Диапазон измерений координат дефекта (вдоль оси трубы), мм
от 245 до 18000
от 278 до 18000
от 278 до 18000
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений координат дефекта (вдоль оси трубы), мм
±(34+0,0083-L)*
Диапазон измерений толщины стенки трубопровода магнитным методом, мм
от 6 до 12
от 7 до 13
от 7 до 24
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений толщины стенки трубопровода магнитным методом, %
±30
* где L - измеренная координата дефекта (вдоль оси трубы), мм
Таблица 5 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Обозначение дефектоскопа
8-МСК.02-00.000
10-МСК.02-00.000
28-МСК.01-00.000
Наружный диаметр обследуемого трубопровода Dh, мм
219
273
720
Рабочая среда эксплуатации
нефть, нефтепродукты, неагрессивные жидкости, газ
нефть, нефтепродукты, неагрессивные жидкости
Максимальное давление в трубопроводе, МПа
14
8
Допустимая скорость движения дефектоскопа, м/с
от 0,2 до 4,0
Допустимая овальность трубопровода, % от Dh, не более
6
Максимальная протяженность участка, обследуемого за один пропуск, при средней скорости движения 1 м/с, км, не менее:
- без комплектов сменных частей для отводов 1,5 Ду - с комплектами сменных частей для отводов 1,5 Ду
80 -
270
200
Напряжение питания от внешнего источника, В
от 20 до 30
от 24 до 30
Температура среды эксплуатации дефектоскопов, °С: - для нефти, нефтепродуктов, неагрессивных жидкостей - для газа
от - 15 до + 70
от - 15 до + 60
от - 15 до + 50 -
Температура хранения, °С
от 0 до + 35
Температура транспортирования, °С
от - 40 до + 50
Маркировка взрывозащиты
0Ex db [ia] sa IIB T3 Ga X
0Ex db sa [ia] IIA T5 Ga X
Таблица 6 - Основные технические характеристики (длина и масса дефектоскопов) для исполнений 8-МСК.02-00.000 и 10-МСК.02-00.000
Вариант сборки
Наименование характеристики
8-МСК.02-00.000
10-МСК.02-00.000
Длина, мм
Масса, кг
Длина, мм
Масса, кг
MFL + TFL
4942
313
4807
491
MFL
3353
190
3234
279
TFI
3379
194
3367
299
Таблица 7 - Основные технические характеристики (длина и масса дефектоскопа) для исполнения 28-МСК.01-00.000
Вариант сборки
Наименование характеристики
28-МСК.01-00.000
Длина, мм
Масса, кг
Базовая комплектация
5460
4150
С комплектами сменных частей для отводов 1,5 Ду
5700
4116
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации в правом верхнем углу методом печати. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.
Комплектность
Таблица 8 - Комплектность дефектоскопа 8-МСК.02-00.000
Наименование
Обозначение
Количество
Дефектоскоп магнитный комбинированный
8-МСК.02-00.000
1 шт.
Транспортировочно - запасовочное устройство
8-МСК.02-28.000
1 компл.
Комплект маркеров
8-МСК.02-53.150
1 компл.
Комплект вспомогательного оборудования
8-МСК.02-14.000
1 компл.
Комплект для обслуживания магнитных систем
8-МСК.02-14.030
1 компл.
Программа интерпретации данных
RU.18024722.00050
1 диск
Комплект запасных частей
8-МСК.02-17.000
1 компл.
Комплект инструмента и принадлежностей
8-МСК.02-18.000
1 компл.
Комплект терминала
8-ДМК.01-60.000
1 компл.
Комплект оборудования для обслуживания электроники
8-ДМК.01-50.000
1 компл.
Комплект грузоподъемных приспособлений
8-МСК.02-14.050
1 компл.
Комплект тары транспортировочной
8-МСК.02-14.010
1 компл.
Комплект опор технологических
8-МСК.02-14.020
1 компл.
Комплект для запасовки дефектоскопа методом заталкивания
8-МСК.02-21.000
1 компл.
Комплект эксплуатационных документов
-
1 компл.
Таблица 9 - Комплектность дефектоскопа 10-МСК.02-00.000
Наименование
Обозначение
Количество
Дефектоскоп магнитный комбинированный
10-МСК.02-00.000
1 шт.
Транспортировочно - запасовочное устройство
10-МСК.02-28.000
1 компл.
Комплект маркеров
10-МСК.02-53.150
1 компл.
Комплект вспомогательного оборудования
10-МСК.02-14.000
1 компл.
Комплект для обслуживания магнитных систем
10-МСК.02-14.030
1 компл.
Комплект оборудования для обслуживания электроники
10-ДМК.01-50.000
1 компл.
Программа интерпретации данных
RU.18024722.00050
1 диск
Комплект запасных частей
10-МСК.02-17.000
1 компл.
Комплект инструмента и принадлежностей
10-МСК.02-18.000
1 компл.
Комплект терминала
10-ДМК.01-60.000
1 компл.
Комплект грузоподъемных приспособлений
10-МСК.02-14.050
1 компл.
Комплект тары транспортировочной
10-МСК.02-14.010
1 компл.
Комплект опор технологических
10-МСК.02-14.020
1 компл.
Комплект для запасовки дефектоскопа методом заталкивания
10-МСК.02-21.000
1 компл.
Комплект эксплуатационных документов
-
1 компл.
Таблица 10 - Комплектность дефектоскопа 28-МСК.01-00.000
Наименование
Обозначение
Количество
Дефектоскоп магнитный комбинированный
28-МСК.01-00.000
1 шт.
Транспортировочно - запасовочное устройство
28-МСК.01-28.000
1 компл.
Комплект сменных частей для прохождения отводов 1,5 Ду
28-МСК.01-11.000
1 компл.
Комплект сменных частей для прохождения отводов 1,5 Ду
28-МСК.01-11.010
1 компл.
Комплект вспомогательного оборудования
28-МСК.01-14.000
1 компл.
Программа интерпретации данных
RU.18024722.00050
1 диск
Комплект запасных частей
28-МСК.01-17.000
1 компл.
Комплект инструмента и принадлежностей
28-МСК.01-18.000
1 компл.
Комплект терминала
48-МСК.01-60.000-02
1 компл.
Комплект эксплуатационных документов
-
1 компл.
Сведения о методах измерений
приведены в Руководстве оператора 22.0592-34 «Терминал внутритрубного дефектоскопа универсальный», раздел 3, в Руководстве оператора 22.0392-34 «Программа терминала ВИП серии МСК.01», разделы 3 и 5.
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29.12.2018 г. № 2840 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений длины в диапазоне от 140’9 до 100 м и длин волн в диапазоне от 0,2 до 50 мкм».
ТУ 4834-093-18024722-2013 Дефектоскопы внутритрубные магнитные типа МСК. Технические условия.
[category] => Дефектоскопы
[brand] => АО "Транснефть - Диаскан", г.Луховицы
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 2190170, 2190280, 305041
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Саратов" Александрово-Гайское ЛПУ МГ
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83921-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Саратов" Александрово-Гайское ЛПУ МГ
[model] =>
[brand_full] => Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Саратов» Александрово -Гайское ЛПУ МГ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Саратов" Александрово-Гайское ЛПУ МГ
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83921-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83921-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83921-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83921-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Саратов» Александрово-Гайское ЛПУ МГ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения. ИВК включает в себя специализированное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт».
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 минут;
- средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая мощность.
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в счетчиках электроэнергии;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
- дистанционный доступ к компонентам АИИС
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между ИВК, АРМ, информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД на АРМ;
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы;
- информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде электронного документа XML в формате 80030.
Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ и/или сервере БД
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485, телефонной линии и модемов SHDSL для передачи данных от счетчиков до ИВК;
- посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от уровня ИИК до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
- посредством наземного канала связи Е1 для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и АРМ (основной канал);
- посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и АРМ (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы Сервера БД и счетчиков. Сервер БД получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа ССВ-1Г. Синхронизация часов Сервера БД с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±2 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов Сервера БД осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов Сервера БД ±2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения наносится типографским способом на формуляр.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование программного обеспечения
ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения
не ниже 12.1
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК
№ ИК
Наименование ИК
ТТ
ТН
Счетчик
ИВК
1
2
3
4
5
6
1
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч.Ф-1001
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
ССВ-1Г Рег. № 58301-14; Сервер БД
2
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч. Ф-1002
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
3
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч. Ф-1003
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
4
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч. Ф-1004
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
Окончание таблицы 2
1
2
3
4
5
6
5
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч. Ф-1006
ТОЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5
Рег. № 38395-08
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
ССВ-1Г Рег. № 5830114;
Сервер БД
6
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч. Ф-1008
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
7
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч. Ф-1009
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
8
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 1СШ 10 кВ, яч. Ф-1010
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
9
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 2СШ 10 кВ, яч. Ф-1020
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
10
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 2СШ 10 кВ, яч. Ф-1021
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
11
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 2СШ 10 кВ, яч. Ф-1022
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
12
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 2СШ 10 кВ, яч. Ф-1023
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
13
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 2СШ 10 кВ, яч. Ф-1027
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
14
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 2СШ 10 кВ, яч. Ф-1028
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
15
ПС 110 кВ Компрессорная, ЗРУ 10 кВ 2СШ 10 кВ, яч. Ф-1029
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 1276-59
НТМИ-10
Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2. Допускается замена сервера БД АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО) и сервера синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
ИК №№
cos ф
I5< 1изм<1 20
I20< I изм<1 100
I100< I изм <I 120
5woa %
5wор %
5woa %
5wор %
5woa %
5wор %
1 - 15
0,50
±5,4
±2,7
±2,9
±1,5
±2,2
±1,2
0,80
±2,9
±4,4
±1,6
±2,4
±1,2
±1,9
0,87
±2,5
±5,5
±1,4
±3,0
±1,1
±2,2
1,00
±1,8
-
±1,1
-
±0,9
-
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
ИК №№
cos ф
I5< 1изм<1 20
I20< I изм<1 100
I100< I изм <I 120
6wa %
6wp %
6wa %
6wP %
6wa %
6wP %
1 - 15
0,50
±5,4
±3,0
±3,0
±2,0
±2,3
±1,8
0,80
±2,9
±4,6
±1,7
±2,8
±1,4
±2,3
0,87
±2,6
±5,6
±1,5
±3,3
±1,2
±2,6
1,00
±1,8
-
±1,1
-
±0,9
-
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СО времени UTC(SU) ±5 с
ЕВ, относительно шкалы
Примечание:
I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ;
I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
1изм - силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
Swqa - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
6w0P - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
6wa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
6wp - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
15
Нормальные условия:
- ток, % от 1ном
- напряжение, % от ином
- коэффициент мощности cos ф
температура окружающего воздуха для счетчиков, °С:
от 5 до 120
от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от +21 до +25
Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
- ток, % от 1ном
- напряжение, % от ином
- коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для сервера
от 5 до 120
от 90 до 110
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25
Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут
30
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
30
Формирование XML-файла для передачи внешним системам
Автоматическое
Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов
Автоматическое
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
Сервер ИВК:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
100
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервный сервер с установленным специализированным ПО;
- резервирование каналов связи между уровнями ИИК и ИВК и между ИВК и внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Ведение журналов событий:
- счётчика, с фиксированием событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- ИВК, с фиксированием событий:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и
соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист формуляра АУВП.411711.118.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Саратов» Александрово-Гайское ЛПУ МГ. Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт.
Трансформаторы тока
ТПЛ-10
28
Трансформаторы тока
ТОЛ-10
2
Трансформаторы напряжения
НТМИ-10
2
Счетчики
СЭТ-4ТМ.03М
15
Сервер БД
Stratus FT Server 4700 P4700-2S
1
ПО ИВК
АльфаЦЕНТР
1
Сервер синхронизации времени
ССВ-1Г
1
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Саратов" Александрово-Гайское ЛПУ МГ. Формуляр
АУВП.411711.118.ФО
1
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Саратов» Александрово-Гайское ЛПУ МГ» Методика измерений аттестована ЗападноСибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
[category] =>
[brand] => Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 14.001-2021
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83920-21
[name] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный
[model] => РВС-10000
[brand_full] => Акционерное общество "Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций имени Н.Е. Крюкова" (АО "НЗРМК им. Н.Е. Крюкова"), Кемеровская область - Кузбасс, г. Новокузнецк
[preview_text] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный РВС-10000 предназначен для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный РВС-10000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83920-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83920-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83920-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83920-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83920-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный РВС-10000 предназначен для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуара - стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный, номинальной вместимостью 10000 м3.
Принцип действия резервуара стального вертикального цилиндрического теплоизолированного РВС-10000 основан на заполнении его нефтепродуктом до произвольных уровней, соответствующих определенным объемам (вместимостям), приведенных в градуировочной таблице резервуара.
Резервуар представляет собой наземный вертикально расположенный стальной сосуд, состоящий из цилиндрической стенки с наружной теплоизоляцией, днища и крыши.
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки, расположенные в нижней части резервуара.
Заводской номер наносится типографским способом в паспорт резервуара и методом аэрографии на вертикальную стенку резервуара.
Резервуар РВС-10000 с заводским номером МБ-1 расположен по адресу: г. Петропавловск-Камчатский, ул. Сахалинская, 28, ТЭЦ-1, филиал ПАО «Камчатскэнерго» Камчатские ТЭЦ.
Общий вид резервуара стального вертикального цилиндрического
теплоизолированного РВС-10000 представлен на рисунке 1.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВС-10000
Пломбирование резервуара стального вертикального цилиндрического
теплоизолированного РВС-10000 не предусмотрено.
Программное обеспечение отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
10000
Пределы допускаемой относительной
погрешности вместимости, %
±0,10
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
30
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный
РВС-10000
1 шт.
Паспорт
-
1 шт.
Градуировочная таблица
-
1 шт.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 8 «Порядок работы» паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => АО "Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций имени Н.Е. Крюкова" (АО "НЗРМК им. Н.Е. Крюкова"), г. Новокузнецк
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => МБ-1
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Датчики силоизмерительные тензорезисторные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83916-21
[name] => Датчики силоизмерительные тензорезисторные
[model] => ДСТ 5002
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Гидравлические Комплексные Системы" (ООО "Гидравлические Комплексные Системы"), г. Тверь
[preview_text] => Датчики силоизмерительные тензорезисторные ДСТ 5002 (далее - датчики силы) предназначены для измерений силы (преобразования статических усилий в аналоговый электрический сигнал, пропорционально измеряемому усилию под воздействием силы растяжения или сжатия).
[page_header] => Датчики силоизмерительные тензорезисторные ДСТ 5002
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83916-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83916-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83916-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83916-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83916-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Датчики силоизмерительные тензорезисторные ДСТ 5002 (далее - датчики силы) предназначены для измерений силы (преобразования статических усилий в аналоговый электрический сигнал, пропорционально измеряемому усилию под воздействием силы растяжения или сжатия).
Описание
Принцип действия датчиков силы основан на преобразовании упругой деформации элемента, возникающей под действием приложенной нагрузки в аналоговый электрический сигнал. Сигнал пропорционален измеряемому усилию.
Датчик силы имеет индивидуальную градуировочную характеристику вида:
Ua = kF + b,
где Ua - значение выходного сигнала, В (мВ/В); к - коэффициент чувствительности, В (мВ/В); F - отношение приложенной нагрузки к номинальной Fi/FmM; b - свободный член, В (мВ/В).
Индивидуальные значения коэффициентов k и b заносятся в паспорт каждого датчика.
Конструктивно датчики силы выполнены в корпусе цилиндрической формы. Основным узлом датчика силы является упругий элемент, расположенный в корпусе и составляющий с ним единую деталь. На поверхность упругого измерительного элемента наклеены тензорезисторы, соединенные в мостовую электрическую цепь. Электрическая схема содержит элементы компенсации температурных воздействий на выходной сигнал. Датчики силы изготовлены с двумя мостовыми схемами. Две мостовые схемы предназначены для обеспечения надежности работы датчиков, в случае неполадок одной, вторая является дублирующей.
Датчики силы являются универсальными, поэтому в их конструкции предусмотрены внутренние резьбовые соединения для установки шарнирных проушин. Для усиления электрического сигнала могут применяются соответствующие усилители, встроенные в корпус датчика силы. Электрическое подсоединение к датчикам силы осуществляется через унифицированные электрические разъемы.
Конструкция корпуса датчиков силы обеспечивает ограничение доступа к определенным частям в целях предотвращения несанкционированной настройки и вмешательства, которые могут привести к искажению результатов измерений.
На маркировочной табличке датчика, которая крепится на корпусе датчика указывается:
- условное обозначение датчика;
- номинальное значение напряжения питания;
- заводской номер;
- выходной сигнал;
- год выпуска.
Структура условного обозначения ДСТ 5002-[Х] кН-0,05-А, где ДСТ 5002 - модификация; Х - номинальная нагрузка (20, 50, 100) кН; 0,05 - обозначение по каталогу производителя; A -выходной сигнал «В» - В (со встроенным усилителем), отсутствие буквы - мВ/В (без встроенного усилителя).
К датчикам силы данного типа относятся датчики силы модификации ДСТ 5002-20 кН-0,05-В: зав. № 805190007, 805190008, 805190009, 805190010, 805190011, 805190012, 805190013, 805190014, 805190015, 805190016, 805190017, 805190018, 805190019, 805190020, 805190021, 805190022, 805190023, 805190024, 805190025, 805190026, 805190027, 805190028, 805190029, 805190030, 805190031, 805190032, модификации ДСТ 5002-50 кН-0,05: 805190001, 805190002, 805190003, 805190004, 805190005, 805190006, модификации ДСТ 5002-100 кН-0,05-В:
805190033, 805190034, 805190035, 805190036, 805190037, 805190038, 805190039, 805190040.
Знак поверки наносят на свидетельство о поверке (в случае его оформления).
Общий вид датчика силы приведен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид датчика силоизмерительного тензорезисторного
Программное обеспечение
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная нагрузка, кН
50
20; 100
Нижний предел диапазона измерений силы, % от номинальной нагрузки
2
10
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы, %
±0,5
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Допустимый диапазон нагрузки, %
от 0 до 125
Диапазон выходного сигнала для датчиков со встроенным усилителем, В
от 2 до 10 (6±4)
Диапазон выходного сигнала для датчиков без встроенного усилителя, мВ/В
±2
Напряжение питания постоянного тока, В: - без усилителя - с усилителем
от 3 до 15
от 12 до 24
Входное и выходное сопротивление без встроенного усилителя, Ом
от 100 до 1200
Количество каналов
2
Габаритные размеры, мм, не более
- длина
- ширина
- высота
206
206
115
Масса, кг, не более
15,6
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность, %, не более
от +15 до +25 80
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационных документов типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Датчик силоизмерительный тензорезисторный
ДСТ 5002
1 шт.
Руководство по эксплуатации
СБГА 805.02.000 РЭ
1 экз. на партию
Паспорт
СБГА 805.02.000 ПС
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 8 руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 2498 от 22.10.2019 г. «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы».
[category] => Датчики силоизмерительные
[brand] => ООО "Гидравлические Комплексные Системы", г.Тверь
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 805190001; 805190002; 805190003; 805190004; 805190005; 805190006; 805190007; 805190008; 805190009; 805190010; 805190011; 805190012; 805190013; 805190014; 805190015; 805190016; 805190017; 805190018; 805190019; 805190020; 805190021; 805190022; 805190023; 805190024; 805190025; 805190026; 805190027; 805190028; 805190029; 805190030; 805190031; 805190032; 805190033; 805190034; 805190035; 805190036; 805190037; 805190038; 805190039; 805190040
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 70
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 4
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 70
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 03.04.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Излучной ВЭС
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83919-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Излучной ВЭС
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Прософт-Системы" (ООО "Прософт-Системы"), г. Екатеринбург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Излучной ВЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Излучной ВЭС
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83919-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83919-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83919-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83919-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Излучной ВЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий серверы баз данных (БД) АИИС КУЭ со специализированным программным обеспечением (СПО), систему обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе устройств синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) и каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как средние мгновенных значений на интервале усреднения 30 мин. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов 30 мин.
Цифровой сигнал со счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер БД АИИС КУЭ.
Сервер АИИС КУЭ осуществляет опрос УСПД, расположенного на объекте. На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и передача полученной информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» Астраханское РДУ, ООО «Пятнадцатый Ветропарк ФРВ», ПАО «МРСК Юга» и прочим заинтересованным организациям. По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется оформление справочных и отчетных документов. Полученные данные и результаты измерений используются для оперативного управления энергопотреблением на Излучной ВЭС.
АИИС КУЭ осуществляет обмен полученной информацией с АИИС КУЭ утвержденных типов организаций-участников оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), получаемой в виде XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ. Формирова-ние и передача макетов в ПАК КО АО «АТС» и прочим участникам ОРЭМ осуществляется ежедневно оператором через сеть Интернет от АРМ по протоколу TCP/IP с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и в АИИС КУЭ утвержденных типов смежных субъектов с использованием электронной подписи (ЭП) субъекта ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с помощью УССВ на основе приемника сигналов глобальных спутниковых систем позиционирования ГЛОНАСС/GPS. УСПД при каждом опросе сличает и синхронизирует свои часы от УССВ при расхождении более 1 с. Сервер БД сличает и синхронизирует свои часы от УСПД. При каждом сеансе связи происходит сравнение часов УСПД и счетчиков. Коррекция часов счетчиков происходит от УСПД при расхождении с часами УСПД более 2 с. Факты коррекции внутренних часов с фиксацией даты и времени до и после коррекции и величины коррекции часов счетчика, УСПД и сервера отражаются в их журналах событий.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит специализированное ПО сервера сбора и БД АИИС КУЭ ПК «Энергосфера». ПО и конструкция счетчиков, УСПД и сервера сбора и БД после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от несанкционированного доступа и изменения его параметров. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и базы данных. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами СПО. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1:
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПК «Энергосфера»
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО
obeb6f6ca69318bed976e0
8a2bb7814b
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода
MD5
Наименование метрологически значимого программного модуля ПО
pso_metr.dll
Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных
от преднамеренных изменений являются:
- средства обнаружения и фиксации событий, изменений, ошибок (журнал событий);
- средства управления доступом и правами пользователей (пароли);
- средства проверки целостности ПО (несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);
- средства защиты на физическом уровне (пломбирование и аппаратные ключи).
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» (по Р 50.2.077-2014).
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4:
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД/ УССВ/ сервер
1
2
3
4
5
6
1
Излучная ВЭС, РП-35 кВ, яч.2
4MC7
КТ 0,2S Ктт 2000/5 Рег. № 69602-17
4MU4
КТ 0,5 Ктн 35000/^3/100/^3
Рег. № 44087-10
Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1 Рег. № 31857-20
«ЭКОМ-3000» Т-С100-М5-В16-G-ТЕ рег. № 17049-19 /
ЭНКС-2-1.1.1-А2В1Е2 рег. № 37328-15 / HPE ProLiant DL380 Gen10
2
Излучная ВЭС,
ВЭУ-1,
АВ-1 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-1
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
3
Излучная ВЭС, ВЭУ-2, АВ-2 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-2
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5 1<тн720/\3/10С)/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
4
Излучная ВЭС, ВЭУ-3,
АВ-3 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-3
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
5
Излучная ВЭС, ВЭУ-4, АВ-4 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-4
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
6
Излучная ВЭС, ВЭУ-5, АВ-5 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-5
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
7
Излучная ВЭС, ВЭУ-6, АВ-6 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-6
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
8
Излучная ВЭС, ВЭУ-7, АВ-7 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-7
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
9
Излучная ВЭС, ВЭУ-8, АВ-8 0,72 кВ,
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/\3/100/\3
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5
ввод 0,72 кВ ГТ-8
Рег. № 73409-18
Рег. № 79783-20
Рег. № 31857-20
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
10
Излучная ВЭС, ВЭУ-9, АВ-9 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-9
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/^3/100/^3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
«ЭКОМ-3000» Т-С100-М5-В16-G-ТЕ рег. № 17049-19 /
ЭНКС-2-1.1.1-А2В1Е2 рег. № 37328-15 / HPE ProLiant DL380 Gen10
11
Излучная ВЭС, ВЭУ-10, АВ-10 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-10
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/^3/100/^3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
12
Излучная ВЭС, ВЭУ-11, АВ-11 0,72 кВ, ввод 0,72 кВГТ-11
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
13
Излучная ВЭС, ВЭУ-12, АВ-12 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-12
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
14
Излучная ВЭС, ВЭУ-13, АВ-13 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-13
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/^3/100/^3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
15
Излучная ВЭС, ВЭУ-14, АВ-14 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-14
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
16
Излучная ВЭС, ВЭУ-15, АВ-15 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-15
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/^3/100/^3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
17
Излучная ВЭС, ВЭУ-16, АВ-16 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-16
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
18
Излучная ВЭС, ВЭУ-17, АВ-17 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-17
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
19
Излучная ВЭС, ВЭУ-18, АВ-18 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-18
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
20
Излучная ВЭС,
ВЭУ-19,
АВ-19 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-19
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
«ЭКОМ-3000» Т-С100-М5-В16-G-ТЕ рег. № 17049-19 /
ЭНКС-2-1.1.1-А2В1Е2 рег. № 37328-15 / HPE ProLiant DL380 Gen10
21
Излучная ВЭС, ВЭУ-20, АВ-20 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-20
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
22
Излучная ВЭС, ВЭУ-21, АВ-21 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-21
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
П р и м е ч а н и я:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице, при условии, что предприятие-Владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД на аналогичный утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Допускается изменение наименований ИК.
5 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии -Владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИК
Вид электрической энергии
Границы основной погрешности ± /Осп, %
Границы погрешности в рабочих условиях ± /СУММ, %
1
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; счетчик 0,5S/1)
активная реактивная
0,9
2,3
2,2
3,8
2 - 22
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; счетчик 0,2S/0,5)
активная реактивная
0,8
1,8
1,6
2,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с ±5,0
П р и м е ч а н и я:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений 30-минутных приращений электроэнергии и средней мощности.
2 В качестве показателей точности указаны границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана при cos^=0,8инд (sin ф=0,6), I=0,02(0,05)-1ном и колебаниях температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в процессе выполнения измерений от плюс 10 до плюс 35 °C.
Лист № 7
Всего листов 10
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
22
Нормальные условия:
- параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
- ток, % От Ihom
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos^
- температура окружающей среды, ОС
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,8 до 50,2
0,9
от +21 до +25
0,05
Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
- ток, % От Ihom
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды в месте расположения:
- ТТ и ТН, оС
- счетчиков, ОС
- УСПД, ОС
- УССВ, оС
- сервера, ОС
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5инд до 0,8емк
от 49,6 до 50,4
от -25 до +50
от -40 до +65
от -30 до +50
от -40 до +55
от -10 до +30
0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- для электросчетчиков Альфа А1800
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- для УСПД «ЭКОМ-3000»
- среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
120000
2
350000 0,5
35000
1
70000
1
Глубина хранения информации счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее УСПД:
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
114
30
45
10
3,5
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания (ИБП), а счетчиков с помощью дополнительного питания; резервирование каналов связи от ИИК к ИВКЭ (резервный канал связи интерфейса RS-485); резервирование каналов связи от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи - коммутируемое соединение Ethernet); резервирование информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и средств контроля зависания. Информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте, по резервным каналам связи;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность съема информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на счетчике);
- наличие ЗИП, эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчиков,
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения, испытательных коробок счетчиков, УСПД, УССВ и сервера БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Кол-во, шт.
Измерительные трансформаторы тока
4MC7
3
LGU55x170
63
Измерительные трансформаторы напряжения
4MU4
3
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
63
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4
21
Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4
1
Устройство сбора и передачи данных (УСПД)
«ЭКОМ-3000» T-C100-M5-B16-G-TE
2
УССВ
ЭНКС-2-1.1.1-А2В1Е2
2
Программное обеспечение
ПК «Энергосфера»
2
Сервер БД
HPE ProLiant DL380 Gen10
2
Паспорт-формуляр АИИС КУЭ
КЭР.411711.914.ПФ
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Излучной ВЭС», аттестованном ООО «Спецэнерго-проект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 914
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Холмской ВЭС
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83917-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Холмской ВЭС
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Прософт-Системы" (ООО "Прософт-Системы"), г. Екатеринбург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Холмской ВЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Холмской ВЭС
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83917-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83917-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83917-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83917-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Холмской ВЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий серверы баз данных (БД) АИИС КУЭ со специализированным программным обеспечением (СПО), систему обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе устройств синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) и каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как средние мгновенных значений на интервале усреднения 30 мин.Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов 30 мин.
Цифровой сигнал со счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных насервер БД АИИС КУЭ.
Сервер АИИС КУЭ осуществляет опрос УСПД, расположенного на объекте. На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и передача полученной информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» Астраханское РДУ, ООО «Одиннадцатый Ветропарк ФРВ», ПАО «МРСК Юга» и прочим заинтересованным организациям. По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется оформление справочных и отчетных документов. Полученные данные и результаты измерений используются для оперативного управления энергопотреблением на Холмской ВЭС.
АИИС КУЭ осуществляет обмен полученной информацией с АИИС КУЭ утвержденных типов организаций-участников оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), получаемой в виде XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ. Формирова-ние и передача макетов в ПАК КО АО «АТС» и прочим участникам ОРЭМ осуществляется ежедневно операторомчерез сеть Интернет от АРМ по протоколу TCP/IP с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и в АИИС КУЭ утвержденных типов смежных субъектов с использованием электронной подписи (ЭП) субъекта ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с помощью УССВ на основе приемника сигналов глобальных спутниковых систем позиционирования ГЛОНАСС/GPS. УСПД при каждом опросе сличает и синхронизирует свои часы от УССВ при расхождении более 1 с. Сервер БД сличает и синхронизирует свои часы от УСПД. При каждом сеансе связи происходит сравнение часов УСПД и счетчиков. Коррекция часов счетчиков происходит от УСПД при расхождении с часами УСПД более 2 с. Факты коррекции внутренних часов с фиксацией даты и времени до и после коррекции и величины коррекции часов счетчика, УСПД и сервера отражаются в их журналах событий.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит специализированное ПО сервера сбора и БД АИИС КУЭ ПК «Энергосфера». ПО и конструкция счетчиков, УСПД и сервера сбора и БД после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от несанкционированного доступа и изменения его параметров. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и базы данных. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами СПО. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1:
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПК «Энергосфера»
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО
obeb6f6ca69318bed976e0
8a2bb7814b
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода
MD5
Наименование метрологическизначимогопрограммного модуля ПО
pso_metr.dll
Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных
от преднамеренных изменений являются:
- средства обнаружения и фиксации событий, изменений, ошибок (журнал событий);
- средства управления доступом и правами пользователей (пароли);
- средства проверки целостности ПО (несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);
- средства защиты на физическом уровне (пломбирование и аппаратные ключи).
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» (по Р 50.2.077-2014).
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4:
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД/ УССВ/ сервер
1
2
3
4
5
6
1
Холмская ВЭС, РП-35 кВ, яч.2
4MC7
КТ 0,2S Ктт 2000/5 Рег. № 69602-17
4MU4
КТ 0,5
Ктн 35000/^3/100/^3
Рег. № 44087-10
Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1 Рег. № 31857-20
«ЭКОМ-3000» Т-С100-М5-В16-G-ТЕ рег. № 17049-19 /
ЭНКС-2-1.1.1-А2В1Е2 рег. № 37328-15 / HPE ProLiant DL380 Gen10
2
Холмская ВЭС, ВЭУ-1, АВ-1 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-1
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн72 0/\3/100/\3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
3
Холмская ВЭС, ВЭУ-2, АВ-2 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-2
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
4
Холмская ВЭС, ВЭУ-3, АВ-3 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-3
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
5
Холмская ВЭС, ВЭУ-4, АВ-4 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-4
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
6
Холмская ВЭС, ВЭУ-5, АВ-5 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-5
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
7
Холмская ВЭС, ВЭУ-6, АВ-6 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-6
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
8
Холмская ВЭС, ВЭУ-7, АВ-7 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-7
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
9
Холмская ВЭС, ВЭУ-8, АВ-8 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-8
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
10
Холмская ВЭС, ВЭУ-9, АВ-9 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-9
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
«ЭКОМ-3000» Т-С100-М5-В16-G-ТЕ рег. № 17049-19 /
ЭНКС-2-1.1.1-
А2В1Е2 рег. № 37328-15 / HPE ProLiant DL380 Gen10
11
Холмская ВЭС, ВЭУ-10, АВ-10 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-10
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
12
Холмская ВЭС, ВЭУ-11, АВ-11 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-11
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 1<тн720/\3/10С)/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
13
Холмская ВЭС, ВЭУ-12, АВ-12 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-12
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
АльфаА1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
14
Холмская ВЭС, ВЭУ-13, АВ-13 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-13
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
15
Холмская ВЭС, ВЭУ-14, АВ-14 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-14
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
16
Холмская ВЭС, ВЭУ-15, АВ-15 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-15
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
17
Холмская ВЭС, ВЭУ-16, АВ-16 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-16
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
18
Холмская ВЭС, ВЭУ-17, АВ-17 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-17
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
19
Холмская ВЭС, ВЭУ-18, АВ-18 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-18
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
20
Холмская ВЭС,
ВЭУ-19,
АВ-19 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-19
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
«ЭКОМ-3000» Т-С100-М5-В16-G-ТЕ рег. № 17049-19 /
ЭНКС-2-1.1.1-А2В1Е2 рег. № 37328-15 / HPE ProLiant DL380 Gen10
21
Холмская ВЭС, ВЭУ-20, АВ-20 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-20
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
22
Холмская ВЭС, ВЭУ-21, АВ-21 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-21
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
П р и м е ч а н и я:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице, при условии, что предприятие-Владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД на аналогичный утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Допускается изменение наименований ИК.
5 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-Владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИК
Вид электрической энергии
Границы основной погрешности ± /Осп, %
Границы погрешности в рабочих условиях ± /СУММ, %
1
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; счетчик 0,5S/1)
активная реактивная
0,9
2,3
2,2
3,8
2 - 22
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; счетчик 0,2S/0,5)
активная реактивная
0,8
1,8
1,6
2,5
Пределы допускаемой погрешности СО
ЕВ, с
±5,0
П р и м е ч а н и я:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений 30-минутных приращений электроэнергии и средней мощности.
2 В качестве показателей точности указаны границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана при cos^=0,8инд (sin ф=0,6), I=0,02(0,05)-1ном и колебаниях температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в процессе выполнения измерений от плюс 10 до плюс 35 °C.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
22
Нормальные условия:
- параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
- ток, % От Ihom
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos^
- температура окружающей среды, ОС
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,8 до 50,2
0,9
от +21 до +25
0,05
Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
- ток, % От Ihom
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды в месте расположения:
- ТТ и ТН, ОС
- счетчиков, ОС
- УСПД, ОС
- УССВ, ОС
- сервера, ОС
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5инд до 0,8емк
от 49,6 до 50,4
от -25 до +50
от -40 до +65
от -30 до +50
от -40 до +55
от -10 до +30
0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- для электросчетчиков Альфа А1800
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- для УСПД «ЭКОМ-3000»
- среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
120000
2
350000 0,5
35000
1
70000
1
Глубина хранения информации счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее УСПД:
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
114
30
45
10
3,5
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания (ИБП), а счетчиков с помощью дополнительного питания; резервирование каналов связи от ИИК к ИВКЭ (резервный канал связи интерфейса RS-485); резервирование каналов связи от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи - коммутируемое соединение Ethernet); резервирование информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и средств контроля зависания. Информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте, по резервным каналам связи;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность съема информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на счетчике);
- наличие ЗИП, эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчиков,
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения, испытательных коробок счетчиков, УСПД, УССВ и сервера БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Кол-во, шт.
Измерительные трансформаторы тока
4MC7
3
LGU55x170
63
Измерительные трансформаторы напряжения
4MU4
3
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
63
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4
21
Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4
1
Устройство сбора и передачи данных (УСПД)
«ЭКОМ-3000» T-C100-M5-B16-G-TE
2
УССВ
ЭНКС-2-1.1.1-А2В1Е2
2
Программное обеспечение
ПК «Энергосфера»
2
Сервер БД
HPE ProLiant DL380 Gen10
2
Паспорт-формуляр АИИС КУЭ
КЭР.411711.920.ПФ
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Холмской ВЭС», аттестованном ООО «Спецэнерго-проект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 920
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-167
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83922-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-167
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Лента" (ООО "Лента"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-167 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-167
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83922-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83922-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83922-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83922-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-167 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Также на сервере имеется возможность расчета потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки в случае использования данных от АИИС КУЭ в качестве замещающей информации либо для расчета величины сальдо перетоков электроэнергии по внутреннему сечению коммерческого учета. От сервера ИВК информация передается на АРМ энергосбытовой организации по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Передача результатов измерений от сервера ИВК или АРМ энергосбытовой организации коммерческому оператору (КО) и другим субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) производится в виде файлов в xml-формате по электронной почте с использованием электронной подписи согласно требованиям «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» (Приложение 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УССВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УССВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-167.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УССВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
ЩГП 0,4 кВ ТК-167 Лента, Ввод 1 0,4 кВ
ТТЕ 125 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
УССВ-2 Рег. № 54074-13
HP ProLiant DL160 Gen10
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
2
ЩГП 0,4 кВ ТК-167 Лента, Ввод 2 0,4 кВ
ТТЕ 125 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
3
ГРЩ 0,4 кВ ТК-167 Лента, Ввод 1 0,4 кВ
ТТЕ 125 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
4
ГРЩ 0,4 кВ ТК-167 Лента, Ввод 2 0,4 кВ
ТТЕ 125 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16
Активная
Реактивная
1,0
2,1
3,3
5,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)
±5 с
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном, cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество ИК
4
Нормальные условия:
от 95 до 105
параметры сети:
от 1 до 120
напряжение, % от ином
0,9
ток, % от 1ном
от 49,8 до
коэффициент мощности cosф
50,2
частота, Гц
от +15 до
температура окружающей среды, °С
+25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
от 90 до 110
напряжение, % от ином
от 1 до 120
ток, % от 1ном
от 0,5 до 1,0
коэффициент мощности cosф
от 49,6 до
частота, Гц
50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, °С
от -40 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,
от 0 до +35
°С
от +15 до
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
+25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
165000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для УССВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
74500
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
45
при отключении питания, лет, не менее
30
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
коррекции времени в счетчиках;
формирование событий по результатам автоматической самодиагностики;
отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
перерывы питания с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал сервера:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
пропадания питания;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками;
замены счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий».
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока измерительные
ТТЕ 125
12
Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05МК
4
Устройство синхронизации системного времени
УССВ-2
1
Сервер
HP ProLiant DL160 Gen10
1
Паспорт-формуляр
ЛНТА.411711.002.ПФ.029
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Лента» ТК-167», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Лента", г. Санкт-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 074
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Манланской ВЭС
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83918-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Манланской ВЭС
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Прософт-Системы" (ООО "Прософт-Системы"), г. Екатеринбург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Манланской ВЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Манланской ВЭС
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83918-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83918-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83918-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83918-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Манланской ВЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий серверы баз данных (БД) АИИС КУЭ со специализированным программным обеспечением (СПО), систему обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе устройств синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) и каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как средние мгновенных значений на интервале усреднения 30 мин. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов 30 мин.
Цифровой сигнал со счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер БД АИИС КУЭ.
Сервер АИИС КУЭ осуществляет опрос УСПД, расположенного на объекте. На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и передача полученной информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» Астраханское РДУ, ООО «Пятнадцатый Ветропарк ФРВ», ПАО «МРСК Юга» и прочим заинтересованным организациям. По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется оформление справочных и отчетных документов. Полученные данные и результаты измерений используются для оперативного управления энергопотреблением на Манланской ВЭС.
АИИС КУЭ осуществляет обмен полученной информацией с АИИС КУЭ утвержденных типов организаций-участников оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), получаемой в виде XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ. Формирова-ние и передача макетов в ПАК КО АО «АТС» и прочим участникам ОРЭМ осуществляется ежедневно оператором через сеть Интернет от АРМ по протоколу TCP/IP с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и в АИИС КУЭ утвержденных типов смежных субъектов с использованием электронной подписи (ЭП) субъекта ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с помощью УССВ на основе приемника сигналов глобальных спутниковых систем позиционирования ГЛОНАСС/GPS. УСПД при каждом опросе сличает и синхронизирует свои часы от УССВ при расхождении более 1 с. Сервер БД сличает и синхронизирует свои часы от УСПД. При каждом сеансе связи происходит сравнение часов УСПД и счетчиков. Коррекция часов счетчиков происходит от УСПД при расхождении с часами УСПД более 2 с. Факты коррекции внутренних часов с фиксацией даты и времени до и после коррекции и величины коррекции часов счетчика, УСПД и сервера отражаются в их журналах событий.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит специализированное ПО сервера сбора и БД АИИС КУЭ ПК «Энергосфера». ПО и конструкция счетчиков, УСПД и сервера сбора и БД после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от несанкционированного доступа и изменения его параметров. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и базы данных. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами СПО. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1:
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПК «Энергосфера»
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО
obeb6f6ca69318bed976e0
8a2bb7814b
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода
MD5
Наименование метрологически значимого программного модуля ПО
pso_metr.dll
Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных
от преднамеренных изменений являются:
- средства обнаружения и фиксации событий, изменений, ошибок (журнал событий);
- средства управления доступом и правами пользователей (пароли);
- средства проверки целостности ПО (несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);
- средства защиты на физическом уровне (пломбирование и аппаратные ключи).
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» (по Р 50.2.077-2014).
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4:
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД/ УССВ/ сервер
1
2
3
4
5
6
1
Манланская ВЭС, РП-35 кВ, яч.2
4MC7
КТ 0,2S Ктт 2000/5 Рег. № 69602-17
4MU4
КТ 0,5
Ктн 35000/^3/100/^3
Рег. № 44087-10
Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1 Рег. № 31857-20
«ЭКОМ-3000» Т-С100-М5-В16-G-ТЕ рег. № 17049-19 /
ЭНКС-2-1.1.1-А2В1Е2 рег. № 37328-15 / HPE ProLiant DL380 Gen10
2
Манланская ВЭС, ВЭУ-1, АВ-1 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-1
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн72 0/\3/100/\3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
3
Манланская ВЭС, ВЭУ-2, АВ-2 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-2
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
4
Манланская ВЭС, ВЭУ-3, АВ-3 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-3
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
5
Манланская ВЭС, ВЭУ-4, АВ-4 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-4
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
6
Манланская ВЭС, ВЭУ-5, АВ-5 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-5
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
7
Манланская ВЭС, ВЭУ-6, АВ-6 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-6
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
8
Манланская ВЭС, ВЭУ-7, АВ-7 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-7
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
9
Манланская ВЭС, ВЭУ-8, АВ-8 0,72 кВ,
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5 Ктн 720/\3/100/\3
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5
ввод 0,72 кВ ГТ-8
Рег. № 73409-18
Рег. № 79783-20
Рег. № 31857-20
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
10
Манланская ВЭС, ВЭУ-9, АВ-9 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-9
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
«ЭКОМ-3000» Т-С100-М5-В16-G-ТЕ рег. № 17049-19 /
ЭНКС-2-1.1.1-
А2В1Е2 рег. № 37328-15 / HPE ProLiant DL380 Gen10
11
Манланская ВЭС, ВЭУ-10,
АВ-10 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-10
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/^3/100/^3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
12
Манланская ВЭС, ВЭУ-11, АВ-11 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-11
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 1<тн720/\3/10С)/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
13
Манланская ВЭС, ВЭУ-12, АВ-12 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-12
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5 Ктн720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
14
Манланская ВЭС,
ВЭУ-13, АВ-13 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-13
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
15
Манланская ВЭС,
ВЭУ-14,
АВ-14 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-14
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
16
Манланская ВЭС, ВЭУ-15, АВ-15 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-15
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
17
Манланская ВЭС,
ВЭУ-16, АВ-16 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-16
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
18
Манланская ВЭС,
ВЭУ-17, АВ-17 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-17
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
КТ 0,5
Ктн 720/\3/100/\3
Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
19
Манланская ВЭС, ВЭУ-18,
АВ-18 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-18
LGU55x170 КТ 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66 КТ 0,5 Ктн 720/\3/100/\3 Рег. № 79783-20
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
П р и м е ч а н и я:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице, при условии, что предприятие-Владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД на аналогичный утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Допускается изменение наименований ИК.
5 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-Владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИК
Вид электрической энергии
Границы основной погрешности ±&сн, %
Границы погрешности в рабочих условиях ±&умм, %
1
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; счетчик 0,5S/1)
активная реактивная
0,9
2,3
2,2
3,8
2 - 19
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; счетчик 0,2S/0,5)
активная реактивная
0,8
1,8
1,6
2,5
Пределы допускаемой погрешности СО
ЕВ, с
±5,0
П р и м е ч а н и я:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений 30-минутных приращений электроэнергии и средней мощности.
2 В качестве показателей точности указаны границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана при cos^=0,8инд (sin ф=0,6), I=0,02(0,05)^ Iном и колебаниях температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в процессе выполнения измерений от плюс 10 до плюс 35 °C.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество измерительных каналов
19
Нормальные условия:
- параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos^
- температура окружающей среды, оС
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,8 до 50,2
0,9
от +21 до +25
0,05
1
2
Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды в месте расположения:
- ТТ и ТН, оС
- счетчиков, оС
- УСПД, оС
- УССВ, оС
- сервера, оС
- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5инд до 0,8емк
от 49,6 до 50,4
от -25 до +50
от -40 до +65
от -30 до +50
от -40 до +55
от -10 до +30
0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- для электросчетчиков Альфа А1800
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- для УСПД «ЭКОМ-3000»
- среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
120000
2
350000 0,5
35000
1
70000
1
Глубина хранения информации счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее УСПД:
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
114
30
45
10
3,5
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания (ИБП), а счетчиков с помощью дополнительного питания; резервирование каналов связи от ИИК к ИВКЭ (резервный канал связи интерфейса RS-485); резервирование каналов связи от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи - коммутируемое соединение Ethernet); резервирование информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и средств контроля зависания. Информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте, по резервным каналам связи;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность съема информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на счетчике);
- наличие ЗИП, эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчиков,
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения, испытательных коробок счетчиков, УСПД, УССВ и сервера БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Кол-во, шт.
Измерительные трансформаторы тока
4MC7
3
LGU55x17O
54
Измерительные трансформаторы напряжения
4MU4
3
ЗНОЛ-СВЭЛ—0,66
54
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4
18
Альфа А1800 A1805RAL-P4GB-DW-4
1
Устройство сбора и передачи данных (УСПД)
«ЭКОМ-3000» T-C1OO-M5-B16-G-TE
2
УССВ
ЭНКС-2-1.1.1-А2В1Е2
2
Программное обеспечение
ПК «Энергосфера»
2
Сервер БД
HPE ProLiant DL380 Gen10
2
Паспорт-формуляр АИИС КУЭ
КЭР.411711.920.ПФ
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Манланской ВЭС», аттестованном ООО «Спецэнерго-проект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 924
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Ключи моментные предельные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83914-21
[name] => Ключи моментные предельные
[model] => USAG
[brand_full] => Stanley Black & Decker Italia S.r.l., Италия
[preview_text] => Ключи моментные предельные USAG (далее - ключи) предназначены для измерений крутящего момента силы при нормированной затяжке резьбовых соединений с правой или с правой и левой резьбой
[page_header] => Ключи моментные предельные USAG
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83914-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83914-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83914-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83914-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83914-21-0004.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83914-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83914-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83914-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83914-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Ключи моментные предельные USAG (далее - ключи) предназначены для измерений крутящего момента силы при нормированной затяжке резьбовых соединений с правой или с правой и левой резьбой
Описание
Принцип действия ключей основан на срабатывании механизма регулирования значения крутящего момента, расположенного внутри корпуса. Под действием приложенной к рукоятке силы при достижении заранее установленного значения крутящего момента силы ключи издают четко слышимый щелчок, что указывает на достижение установленного крутящего момента силы.
Ключи состоят из корпуса, рукоятки, головки с жестко прикрепленной трещоткой или торцевым квадратом с шариковым фиксатором или гнездом под сменные насадки. Внутри корпуса расположен кулачковый механизм, поджатый регулировочной пружиной, при достижении заданного усилия на рукоятке механизм обеспечивает проскальзывание кулачка, в процессе чего происходит снятие нагрузки с выходного квадрата ключа.
К указанному типу относятся ключи моментные предельные 810, 811, 812.
Ключи 810 выпускаются в шести модификациях: 810F 100, 810F 200, 810N 5, 810N 25, 810N 50, 810N 100, 810N 200, 810N 340. Индекс F обозначает оснащение ключа поворотной шарнирной реверсивной трещоточной головкой, индекс N - реверсивной трещоточной головкой
Ключи 811 выпускаются в двенадцати модификациях: 811N 5, 811N 25, 811N 50, 811N 100, 811N 200, 811N 340, 811NE 5, 811NE 25, 811NE 50, 811NE 100, 811NE 200, 811NE 340. Индекс N обозначает оснащение ключа присоединительным прямоугольником, NE -присоединительным прямоугольником и реверсивной трещоточной головкой.
Ключи 812 выпускаются в двух модификациях: 812N 600, 812N 1000. Ключи
модификаций 812N 600 оснащены присоединительным прямоугольником и реверсивной
трещоточной головкой, 812N 1000 - присоединительным прямоугольником.
Модификации отличаются между собой диапазонами измерений крутящего момента силы, значениями некоторых технических характеристик и присоединительными головками.
Переворот сменной трещоточной головки или иных насадок на 180° в присоединительном прямоугольнике дает возможность использовать ключи модификаций 811N, 811NE и 812N 600 при нормированной затяжке резьбовых соединений с правой и левой резьбой. При этом смена направления нагружения не приводит к смене значения деформации упругого тела ключа.
Заводской номер ключа наносится методом гравировки на корпус ключа. Место нанесения заводского номера указано на рисунках 1-5.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Общий вид ключей представлен на рисунках 1 - 5.
Рисунок 2 - Общий вид ключей 811N
Рисунок 1 - Общий вид ключей 810N
Рисунок 3 - Общий вид ключей 810F Рисунок 4 - Общий вид ключей 811NE
Рисунок 5 - Общий вид ключей 812N
Опломбирование ключей не производится, ограничение доступа обеспечивается конструкцией самих ключей, которая может быть вскрыта только при помощи специального инструмента.
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Модификация
Диапазон измерений крутящего момента силы, Н^м
Цена деления шкалы, Н^м
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений крутящего момента силы, %
810N 5, 811N 5, 811NE 5
от 1 до 5
0,05
±4
810N 25, 811N 25, 811NE 25
от 5 до 25
0,05
810N 50, 811N 50, 811NE 50
от 10 до 50
0,25
810F 100, 810N 100, 811N 100, 811NE 100
от 20 до 100
0,25
810F 200, 810N 200, 811N 200, 811NE 200
от 40 до 200
0,5
810N 340, 811N 340, 811NE 340
от 68 до 340
1
812N600
от 120 до 600
2
812N1000
от 200 до 1000
4
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Модификация
Размер присоединительного квадрата / прямоугольника, мм
Масса, г, не более
Длина, мм, не более
810N 5
6,35
360
210
811N 5
9x12
338
200
811NE 5
9x12 / 6,351)
415
200
810N 25
6,35
480
310
811N 25
9x12
460
300
811NE 25
9x12 / 6,351)
535
320
810N 50
9,53
1030
370
811N 50
9x12
900
360
811NE 50
9x12 / 9,531)
1065
410
810F 100
12,7
1265
480
810N100
12,7
1158
440
811N100
9x12
1035
440
811NE 100
9x12 / 9,53 / 12,72)
1215
460
810F 200
12,7
1370
540
810N200
12,7
1380
510
811N200
14x18
1280
500
811NE 200
14x18 / 12,71)
1555
550
810N340
12,7
1707
670
811N340
14x18
1600
650
811NE 340
14x18 / 12,71)
1900
710
812N600
14x18 / 19,051)
8000
1110
812N1000
19,05
10000
1580
1) - ключ имеет присоединительный прямоугольник и укомплектован сменной головкой трещоточного типа с присоединительным квадратом
2) - в зависимости от заказа ключ может быть укомплектован сменной головкой трещоточного типа с присоединительным квадратом 9,53 мм или 12,7 мм
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Наработка на отказ, циклов, не менее
5000
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от +15 до +35
Знак утверждения типа
наносится типографическим способом на титульный лист паспорта и/или наклейкой на корпус ключей.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Ключ моментный предельный
-
1 шт.
Футляр
-
1 шт.
Сменная трещоточная головка*
-
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Лист № 4
Всего листов 5
Продолжение таблицы 4
Наименование
Обозначение
Количество
Методика поверки
МП АПМ 89-20
1 экз.
* - для ключей 811NE и ключей модификации 812N 600
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Принцип работы» «Ключ моментный предельный USAG. Паспорт»
Нормативные документы
Техническая документация Stanley Black & Decker Italia S.r.l., Италия.
[category] => Ключи моментные
[brand] => Фирма "Stanley Black&Decker Italia S.r.l.", Италия
[country] => ИТАЛИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => Y120607, Y120151, Y120437, Y070695, A010021
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 5
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 5
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Модули аналогового входа для ПЛК
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83915-21
[name] => Модули аналогового входа для ПЛК
[model] => Emerson серии PAC8000 SafetyNet 8810-HI-TX
[brand_full] => Intelligent Platforms, LLC., США
[preview_text] => Модули аналогового входа для ПЛК Emerson серии PAC8000 SafetyNet 8810-HI-TX (далее по тексту - модули) предназначены для измерений выходных аналоговых сигналов от первичных преобразователей в виде силы постоянного тока и преобразований их в цифровой вид.
[page_header] => Модули аналогового входа для ПЛК Emerson серии PAC8000 SafetyNet 8810-HI-TX
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83915-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83915-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83915-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83915-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Модули аналогового входа для ПЛК Emerson серии PAC8000 SafetyNet 8810-HI-TX (далее по тексту - модули) предназначены для измерений выходных аналоговых сигналов от первичных преобразователей в виде силы постоянного тока и преобразований их в цифровой вид.
Описание
Принцип действия модулей при измерении/преобразовании основан на использовании аналого-цифрового преобразования. Аналоговые сигналы в виде силы постоянного тока от первичных преобразователей поступают на входы модулей, где они преобразуются в цифровые сигналы и передаются на контроллеры для выработки управляющих воздействий. Обработанные цифровые сигналы модулей поступают на рабочие станции операторов, в которых отображаются и регистрируются значения измеряемых параметров технологических процессов и управляющих сигналов.
Модули входят в состав контроллеров программируемых логических Emerson (регистрационный номер в Федеральном информационном Фонде средств измерений 78682-20), которые относятся к проектно-компонуемым на основе которых могут быть построены многоуровневые информационные измерительные и распределенные системы различной размерности с открытой архитектурой, которые проектируются для конкретных объектов и используются в PAC8000 - серии.
Заводские номера наносятся на боковую панель модулей методом офсетной печати или наклейки.
Знак поверки наносится на средство измерений в соответствии с рисунком 1 и (или) на свидетельство о поверке в соответствии с действующим законодательством.
Конструктивно модули выполнены в пластмассовом корпусе. Конструкция обеспечивает возможность установки на профильную DIN рейку, устанавливаемую к задней стенке монтажного шкафа.
Связь с компонентами и периферийными устройствами осуществляется по интерфейсу RS-485 по протоколу Modbus RTU.
Модули выпускаются для РАС8000-серии со следующим типом - 8810-HI-TX.
Общий вид модулей с указанием места нанесения знака поверки представлен на рисунке 1.
Знак поверки
Рисунок 1 - Общий вид модулей с указанием места нанесения знака поверки
Пломбирование модулей не предусмотрено. Нанесение знака утверждения типа на модули не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) модулей состоит из двух частей: «Firmware» и «Software». Обработка результатов измерений и вычисление производится по специальным алгоритмам, сохраняемым во встроенной программе Firmware. Внешнее программное обеспечение Software предназначено для конфигурирования и программирования.
Конфигурационные параметры защищены от преднамеренных изменений следующими методами:
- разграничение прав доступа - четырехуровневая система доступа и паролей;
- использование программного выключателя Key Switch Tag, разрешающего или запрещающего доступ к изменению или отмене функций защиты;
- блокирование записи в память с помощью механического переключателя.
Конфигурационные параметры хранятся в энергонезависимой памяти контроллера. Все изменения конфигурационных параметров сохраняются в журнале «Change Control Log», доступном только для чтения. Возможность внесения преднамеренных и непреднамеренных изменений в ПО исключается. Программирование возможно только с доверительных МАС-адресов программаторов. MAC-адрес - это уникальный идентификатор сетевого интерфейса для реализации коммуникации устройств в сети на физическом уровне.
Идентификация ПО осуществляется путем отображения на дисплее подключенного к нему инженерного персонального компьютера структуры идентификационных данных, содержащих номер версии.
Идентификационные данные встроенного и внешнего ПО представлены в таблицах 1 и 2.
Метрологически значимая часть ПО и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077 - 2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные встроенного ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование
Firmware
Номер версии (идентификационный номер)
Не ниже 1.05
Цифровой идентификатор ПО
-
Таблица 2 - Идентификационные данные внешнего ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование
Software
Номер версии (идентификационный номер)
MEyyxxxxxx 1)
Цифровой идентификатор ПО
-
1) - символы «у» - цифры от 0 до 9 и буквы от A до Z, которые определяют версию ПО, а символы «х» - цифры от 0 до 9, которые определяют наличие дополнительных опций.
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Тип модуля
Сигналы
Пределы допускаемой основной приведенной (к верхнему пределу) погрешности, %
Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности, вызванной изменением температуры окружающей среды на каждые 10 °С, %
на входе
на выходе
8810-HI-TX (8 каналов)
от 4 до 20 мА
16 бит
±0,1
±0,025
от 0,25 до 24 мА
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
1
2
Параметры электрического питания: - напряжение постоянного тока, В
от 13,5 до 26,4
Потребляемая мощность, Вт, не более
1,0
Нормальные условия измерений:
- температура окружающей среды, °С
от +20 до +25
Продолжение таблицы 4
1
2
Рабочие условия измерений:
- температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %
от -40 до +70 от 5 до 90
Габаритные размеры, мм, не более: - длина - ширина - высота
120
120 42
Масса, кг, не более
0,5
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
50000
Средний срок службы, лет, не менее
10
Маркировка взрывозащиты
2Ex ic nA IIC T4 Gc X 2Ex nA nL IIC T4 Gc X Ex tc IIIC T100 °C Dc X
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации средства измерений типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Модули аналогового входа для ПЛК Emerson PAC8000 SafetyNet 8810-HI-TX
-
1 шт.
Руководство по эксплуатации
-
1 шт.
Паспорт
№PS-AI 8810-HI-TX
1 шт.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 4 «Установка оборудования» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
ГОСТ Р 51841-2001 (МЭК 61131-2) Программируемые контроллеры. Общие технические требования и методы испытаний.
ГОСТ 22261-94 Средства измерения электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов.
Общие технические условия.
Техническая документация фирмы Intelligent Platforms, LLC, США
[category] =>
[brand] => Фирма "GE Intelligent Platforms, Inc.", США
[country] => СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Леруа Мерлен Восток" 2-й очереди
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83912-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Леруа Мерлен Восток" 2-й очереди
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "Мосэнергосбыт" (АО "Мосэнергосбыт"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Леруа Мерлен Восток» 2-й очереди (далее по тексту — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Леруа Мерлен Восток" 2-й очереди
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83912-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83912-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83912-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83912-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Леруа Мерлен Восток» 2-й очереди (далее по тексту — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (СБД) и сервер опроса типа HP ProLiant DL360 G5, радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (далее - УСВ), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с. активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;
- средняя на интервале времени 30 мин. активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством информационного кабеля RS-485 передается через GSM-модем по GSM-каналу связи с помощью технологии GPRS (резерв CSD) на сервер АО «Мосэнергосбыт».
На ИВК осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчетных документов.
С ИВК передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, ООО «Леруа Мерлен Восток» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (далее по тексту - УСВ), синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС
Сервер ИВК, периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени РСТВ-01-01 и при расхождении ±1 с. и более, сервер ИВК производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени РСТВ-01-01.
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени ИВК на величину более чем ±2 с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню -«высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергосфера»
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК
Наименование ИК
ТТ
ТН
Счетчик
ИВК
1
2
3
4
5
6
1
Магазин «Леруа Мерлен Барнаул Павловский тракт» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1
TCH 2500/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 26100-03
-
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
РСТВ-01-01, рег. № 67958-17, HP ProLiant DL360 G5
2
Магазин «Леруа Мерлен Барнаул Павловский тракт» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2
TCH 2500/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 26100-03
-
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
3
Магазин «Леруа Мерлен Барнаул Правобережный тракт»
ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1
ТШЛ 2500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16
-
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
4
Магазин «Леруа Мерлен Барнаул Правобережный тракт»
ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2
ТШЛ 2500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16
-
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
5
Магазин «Леруа Мерлен Калининград» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1
ТТИ 2500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12
-
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
6
Магазин «Леруа Мерлен Калининград» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2
ТТИ 2500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12
-
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
7
Магазин
«Леруа Мерлен Калуга» ТП-636 Ввод 1 0,4 кВ
ТТИ 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12
-
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
8
Магазин
«Леруа Мерлен Калуга» ТП-636 Ввод 2 0,4 кВ
ТТИ 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12
-
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
9
Магазин «Леруа Мерлен Кемерово Карболитовская» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1
TCH 2000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 26100-03
-
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
10
Магазин «Леруа Мерлен Кемерово Карболитовская» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2
TCH 2000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 26100-03
-
Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
РСТВ-01-01, рег. № 67958-17, HP ProLiant DL360 G5
11
Магазин «Леруа Мерлен Нижний Новгород» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1
ТТН 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58465-14
-
Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
12
Магазин «Леруа Мерлен Нижний Новгород» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2
ТТН 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58465-14
-
Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
13
Магазин «Леруа Мерлен Саранск»
ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1
ТТН 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58465-14
-
Меркурий 234 ARTМ2-03 PB.G Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
14
Магазин «Леруа Мерлен Саранск» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2
ТТН 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58465-14
-
Меркурий 234 ARTМ2-03 PB.G Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
15
Магазин «Леруа Мерлен Ульяновск»
ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1
ТТИ 2500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12
-
Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
16
Магазин «Леруа Мерлен Ульяновск» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2
ТТИ 2500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12
-
Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
17
Магазин «Леруа Мерлен Челябинск»
ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1
Т-0,66 1500/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 22656-07
-
Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
18
Магазин «Леруа Мерлен Челябинск»
ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2
Т-0,66 1500/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 22656-07
-
Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
19
Магазин «Леруа Мерлен Ярославль Красный Бор» РУ 10 кВ, Ввод 1 от ТП 1042
ТЛО-10 100/5
Кл. т. 0,5 Рег. № 25433-11
ЗНОЛП-ЭК-10 10000/^3/100/^3
Кл. т. 0,5
Рег. № 47583-11
Меркурий 234 ARTМ-00 PB.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
20
Магазин «Леруа Мерлен Ярославль Красный Бор» РУ 10 кВ, Ввод 2 от ТП 1042
ТЛО-10 100/5
Кл. т. 0,5 Рег. № 25433-11
ЗНОЛП-ЭК-10 10000/^3/100/^3
Кл. т. 0,5
Рег. № 47583-11
Меркурий 234 ARTМ-00 PB.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
РСТВ-01-01, рег. № 67958-17, HP ProLiant DL360 G5
21
Магазин «Леруа Мерлен Ярославль, Нагорный» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1
ТТИ 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12
-
Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
22
Магазин «Леруа Мерлен Ярославль, Нагорный» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2
ТТИ 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12
-
Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСВ на аналогичные, утвержденных типов.
3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ
Номера ИК
Вид электроэнергии
Границы основной погрешности (±) 5, %
Границы погрешности в рабочих условиях (±) 5, %
1, 2, 9, 10
Активная Реактивная
0,7
1,2
2,2
4,1
3-8, 11, 12, 15-18, 21, 22
Активная Реактивная
1,1
1,8
3,3
5,6
13, 14
Активная Реактивная
0,9
1,5
2,8
4,6
19, 20
Активная Реактивная
1,3
2,1
3,3
5,7
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Д), с
5
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, для рабочих условий для ИК №№ 1-18, 21, 22 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от 1ном и для ИК № 19, 20 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0°С до +40°С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
Количество ИК
22
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
- ток, % От Ihom
- коэффициент мощности
- частота, Гц
температура окружающей среды, °С
от 98 до 102
от 100 до 120
0,9
от 49,6 до 50,4 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
- ток, % От Ihom
- коэффициент мощности:
cosф simp
- частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для сервера ИВК, °С атмосферное давление, кПа
относительная влажность, %, не более
от 90 до 110 от 1(2) до 120
от 0,5 до 1,0 от 0,5 до 0,87 от 49,6 до 50,4 от -40 до +40
от 0 до +40
от +10 до +30 от 80,0 до 106,7 98
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более РСТВ-01-01:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более Сервер ИВК:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
35000 72
0,95 24
0,99
1
Глубина хранения информации:
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер ИВК:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
45 5
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- в журнале событий сервера:
- журналы событий счетчика;
- параметрирования сервера;
- коррекции времени в сервере.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт.
Счетчик электрической энергии статический
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R
18
Меркурий 234 ARTM2-O3 PB.G
2
Меркурий 234 ARTM-00 PB.G
2
Трансформатор тока
TCH
12
ТШЛ
6
ТТИ
24
ТТН
12
Т-0,66
6
ТЛО-10
6
Трансформатор напряжения
ЗНОЛП-ЭК-10
6
Радиосервер точного времени
РСТВ-01-01
1
Сервер ИВК
HP ProLiant DL360 G5
2
Документация
Паспорт-формуляр
МТЦ-ОКП/19100583-2.ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Леруа Мерлен Восток» 2-й очереди. МВИ 26.51/107/21, аттестованном ООО «Энерготестконтроль», аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ПАО "Мосэнергосбыт", г Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 003
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО Сбербанк (г. Омск, ул. Звездова, д. 101а)
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83911-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО Сбербанк (г. Омск, ул. Звездова, д. 101а)
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Альфа-Энерго" (ООО "Альфа-Энерго"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО Сбербанк (г. Омск, ул. Звездова, д. 101а) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО Сбербанк (г. Омск, ул. Звездова, д. 101а)
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83911-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83911-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83911-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83911-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО Сбербанк (г. Омск, ул. Звездова, д. 101а) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных ИВК и сервер опроса ИВК, устройство синхронизации времени (далее -УСВ), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (один раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и розничного рынка электроэнергии (РРЭ);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков, ведение и передачу журнала событий ИВК;
- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Сервер опроса ИВК автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий для каждого канала учета. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи проводных линий связи стандартов RS-485 и Ethernet, и сотовой связи стандарта GSM/GPRS поступает на сервер опроса ИВК. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через последовательный или оптический интерфейс счетчиков.
Сервер опроса ИВК при помощи специализированного программного обеспечения (СПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины). Хранения измерительной и служебной информации осуществляется сервером баз данных ИВК, куда соответствующая информация поступает из сервера опроса ИВК.
Сервер опроса ИВК формирует запросы необходимой информации в сервер баз данных ИВК и производит формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML - макеты электронных документов 80020, 80030, 51070), а также их
шифрование.
Сформированные справочные и отчетные документы передаются по электронной почте в сервер ИВК ПАО «Мосэнергосбыт», где помещаются в базу данных.
С сервера ИВК ПАО «Мосэнергосбыт» осуществляется передача подписанных ЭЦП XML-макетов 80020, 80030, 51070 в АО «АТС», региональные подразделения АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ.
Передача информации заинтересованным лицам из информационно-измерительных каналов, используемых на РРЭ, осуществляется в соответствии с документами, регламентирующими функционирование розничных рынков электроэнергии.
Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч, Q, квар^ч) передаются в целых числах.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК и ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-3, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Сервер баз данных ИВК с цикличностью один раз в час сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении на величину более чем ± 1 с. сервер баз данных ИВК производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3.
Сервер опроса ИВК периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени сервера баз данных ИВК и независимо от величины расхождения, производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени сервера баз данных ИВК.
Сравнение шкалы времени часов счетчиков и сервера опроса ИВК происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера опроса на величину более чем ± 2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в Паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню — «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК
Наименование ИК
ТТ
ТН
Счетчик
ИВК
4.94
г. Омск, ул. Звездова, д. 101а, РП-404, РУ-10 кВ, яч. 17 Ввод 1
ТОЛ-СЭЩ-10 200/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 32139-11
НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87
Меркурий 234 ART 2-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
УСВ-3, рег. № 51644-12 Сервер опроса ИВК Сервер баз данных ИВК
4.95
г. Омск, ул. Звездова, д. 101а, РП-404, РУ-10 кВ, яч. 20 Ввод 2
ТОЛ-СЭЩ-10 200/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 32139-11
НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87
Меркурий 234 ART 2-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
4.96
г. Омск, ул. Звездова, д. 101а, РП-709, РУ-10 кВ, яч. 17 Ввод 1
ТОЛ-СЭЩ-10 200/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 32139-11
НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87
Меркурий 234 ART 2-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
4.97
г. Омск, ул. Звездова, д. 101а, РП-709, РУ-10 кВ, яч. 16 Ввод 2
ТОЛ-СЭЩ-10 200/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 32139-11
НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87
Меркурий 234 ART 2-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСВ на аналогичные, утвержденных типов.
3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номера ИК
Вид электроэнергии
Границы основной погрешности (± 5), %
Границы погрешности в рабочих условиях (± 5), %
4.94, 4.95,
4.96, 4.97
Активная Реактивная
1,2
1,9
4,1
7,1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав
СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (± Д), с
5
Продолжение таблицы 3___________________________________________________________
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от Ihom для нормальных условий, для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от Ihom при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °С до +40 °С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество ИК
4
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
- ток, % от Ihom
- коэффициент мощности
- частота, Гц
температура окружающей среды, °С
от 98 до 102
от 100 до 120
0,9
от 49,6 до 50,4 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
- ток, % От Ihom
- коэффициент мощности:
cos ф sin ф
- частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для серверов ИВК, °С атмосферное давление, кПа
относительная влажность, %, не более
от 90 до 110 от 1(2) до 120
от 0,5 до 1,0 от 0,5 до 0,87 от 49,6 до 50,4 от -40 до +40 от -40 до +40 от +10 до +30 от 80,0 до 106,7 98
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСВ-3:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более Серверы ИВК:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
35000 72
0,95 24
0,99
1
Продолжение таблицы 4
1
2
Глубина хранения информации:
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
45
- при отключении питания, лет, не менее
5
Серверы ИВК:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- серверы ИВК.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на серверы ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт.
Счетчик электрической энергии статический трехфазный
Меркурий 234 ART 2-00 P
4
Трансформатор тока
ТОЛ-СЭЩ-10
8
Трансформатор напряжения
НАМИ-10
4
Устройство синхронизации времени
УСВ-3
1
Сервер опроса ИВК
-
1
Сервер баз данных ИВК
-
1
Документация
Паспорт-формуляр
17254302.384106.066.ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе "Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО Сбербанк (г. Омск, ул. Звездова, д. 101а)". МВИ 26.51/106/21, аттестованном ООО «Энерготестконтроль», аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Альфа-Энерго", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 002
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) НАО "Красная поляна"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83913-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) НАО "Красная поляна"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизированные системы в энергетике" (ООО "АСЭ"), г. Владимир
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) НАО «Красная поляна» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) НАО "Красная поляна"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83913-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83913-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83913-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83913-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) НАО «Красная поляна» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии и мощности (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ИВК АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени типа УСВ-3 (далее-УСВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АИИС КУЭ, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и накопление измерительной информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ
При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется в счетчиках, на втором уровне данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.
Также сервер АИИС КУЭ имеет возможность получать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).
Передача информации от сервера или АРМ коммерческому оператору с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, системному оператору и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC( SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС -приемника.
Сравнение шкалы времени сервера ИВК АИИС КУЭ со шкалой времени УСВ осуществляется во время сеанса связи с УСВ. При наличии любого расхождения сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При наличии любого расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера ИВК АИИС КУЭ, производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Знак поверки наноситься на свидетельство о поверке. Заводской номер указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) НАО «Красная поляна».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
1
2
Идентификационноаименование ПО
«Пирамида 2000»
Продолжение таблицы 1
1
2
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 3.0
Наименование программного модуля ПО
CalcClients.dll
Цифровой идентификатор ПО
e55712d0b1b219065d63da949114dae4
Наименование программного модуля ПО
CalcLeakage.dll
Цифровой идентификатор ПО
b 1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a132f
Наименование программного модуля ПО
CalcLosses.dll
Цифровой идентификатор ПО
d79874d10fc2b 156a0fdc27e 1ca480ac
Наименование программного модуля ПО
Metrology.dll
Цифровой идентификатор ПО
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Наименование программного модуля ПО
ParseBin.dll
Цифровой идентификатор ПО
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
Наименование программного модуля ПО
ParseIEC.dll
Цифровой идентификатор ПО
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
Наименование программного модуля ПО
ParseModbus.dll
Цифровой идентификатор ПО
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
Наименование программного модуля ПО
ParsePiramida.dll
Цифровой идентификатор ПО
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
Наименование программного модуля ПО
SynchroNSI.dll
Цифровой идентификатор ПО
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
Наименование программного модуля ПО
VerifyTime.dll
Цифровой идентификатор ПО
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
MD5
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Номер ИК
Наименование ИК
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
ИВК
1
2
3
4
5
6
1
ТП-3ПВ 10/0,5/0,4кВ, РУ 0,5кВ, ввод-0,5кВ Т-1
ТШЛ 2000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 47957-11
НОС-0,5 500/100
Кл. т. 0,5 Рег. № 46784-11
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP ProLiant DL160 Gen8
2
ТП-3ПВ 10/0,5/0,4кВ, РУ 0,4кВ, ввод-0,4кВ Т-2
ТШП 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11
—
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
3
КРУН 10кВ №8, КЛ 10кВ ТП-11ПВ
ТОЛ 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47959-16
ЗНОЛ 10000/^3:100/^3
Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
4
ТП-3ПВ 10кВ, РУ 10кВ, КЛ 10кВ ТП-11ПВ
ТОЛ 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47959-16
ЗНОЛ 10000/^3:100/^3
Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP ProLiant DL160 Gen8
5
ТРП-1ПВ 10/0,5кВ на отм. 960м, РУ 0,5кВ, ввод-0,5кВ Т-1
ТШЛ 2000/5 Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11
НОС-0,5 500/100
Кл. т. 0,5 Рег. № 46784-11
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
6
ТРП-1ПВ 10/0,5кВ на отм. 960м, РУ 0,5кВ, ввод-0,5кВ Т-2
ТШЛ 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11
НОС-0,5 500/100
Кл. т. 0,5 Рег. № 46784-11
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
7
ТП-1ПВ 10/0,4кВ на отм. 960м, РУ 0,4кВ, ввод-0,4кВ Т-1
ТТН 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58465-14
—
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
8
ТП-1ПВ 10/0,4кВ на отм. 960м, РУ 0,4кВ, ввод-0,4кВ Т-2
ТШП 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11
—
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
9
ТП-2ПВ 10/0,4кВ на отм.540м, РУ 0,4кВ, ввод-0,4кВ Т-1
Т-0,66 1500/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 52667-13
—
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
10
ТП-2ПВ 10/0,4кВ на отм.540м, РУ 0,4кВ, ввод-0,4кВ Т-2
Т-0,66 1500/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 52667-13
—
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
11
РП-10 «Красная поляна», РУ-10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.2, КЛ 10кВ П511-РП-10 Красная
Поляна 1
ТОЛ-10 У3 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 51178-12
ЗНОЛП-ЭК-10 10000/^3:100/^3
Кл. т. 0,5
Рег. № 47583-11
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
12
РП-10 «Красная поляна», РУ-10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.6, КЛ 10кВ РП-10 Красная Поляна 1-РТП 2-2
ТОЛ-10 У3 ТОЛ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 51178-12 Рег. № 47959-16
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
13
РП-10 «Красная поляна», РУ-10кВ, 2с.ш. 10кВ, яч.13, КЛ 10кВ П612-
РП-10 Красная Поляна 2
ТОЛ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 47959-11
ЗНОЛ 10000/^3:100/^3
Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP ProLiant DL160 Gen8
14
РП-10 «Красная поляна», РУ-10кВ, 2с.ш. 10кВ, яч.9, КЛ 10кВ РП-10 Красная Поляна 2-РТП 2-3
ТОЛ-10 У3 ТОЛ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 51178-12 Рег. № 47959-16
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
15
РТП-2 «Горная карусель», РУ-10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.1, КЛ 10кВ Лаура 1-
РТП 2-1
ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09
ЗНОЛ 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
16
РТП-2 «Горная карусель», РУ-10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.2, КЛ 10кВ РТП 2-1 -
РТП 1-1
ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
17
РТП-2 «Горная карусель», РУ-10кВ, 2с.ш. 10кВ, яч.5, КЛ 10кВ РП-10 Красная Поляна-1 - РТП 2-2
ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09
НОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 35955-07
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
18
РТП-2 «Горная карусель», РУ-10кВ, 3с.ш. 10кВ, яч.40, КЛ 10кВ РП-10 Красная Поляна-2 - РТП 2-3
ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09
НОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 35955-07
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
19
РТП-2 «Горная карусель», РУ-10кВ, 4с.ш. 10кВ, яч.44, КЛ 10кВ Лаура 2-
РТП 2-4
ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09
ЗНОЛ 10000/^3:100/^3
Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
20
РТП-2 «Горная карусель», РУ-10кВ, 4с.ш. 10кВ, яч.43, КЛ 10кВ РТП 4-2 -
РТП 1-2
ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
21
РТП-1 «Горная карусель», РУ-10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.1, КЛ 10кВ РТП 2-1 -
РТП 1-1
ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09
НОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 35955-07
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP ProLiant DL160 Gen8
22
РТП-1 «Горная карусель», РУ-10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.2, КЛ
10кВ РП-10 Трамплины-1 - РТП 1-1
ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
23
РТП-1 «Горная карусель», РУ-10кВ, 2с.ш. 10кВ, яч.42, КЛ 10кВ РТП 4-2 -
РТП 1-2
ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09
НОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 35955-07
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
24
РТП-1 «Горная карусель», РУ-10кВ, 2с.ш. 10кВ, яч.41, КЛ 10кВ РП-10 Трамплины-2 - РТП 1-2
ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
25
ТП-11ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-1
ТТИ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-12
—
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
26
ТП-11ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-2
ТТИ 800/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-12
—
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
27
ТП-12ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-1
ТШП 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11
—
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
28
ТП-12ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-2
ТШП 1000/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11
—
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
29
ТП-20ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-1
Т-0,66 800/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 52667-13
—
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
30
ТП-20ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-2
Т-0,66 800/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 52667-13
—
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
УСВ-3 рег. № 64242-16 / HP ProLiant DL160 Gen8
31
ТП-24ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-1
ТТЕ 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 73808-19
—
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
32
ТП-24ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-2
ТТЕ 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 73808-19
—
Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
П р и м е ч а н и я
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденного типа.
3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
5. Указанные замены оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть, до срока наступления очередной поверки АИИС КУЭ.
На момент наступления очередной поверки изменения в АИИС КУЭ, отраженные в актах, вносятся в описание типа в порядке, установленном действующим законодательством РФ.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК
Диапазон тока
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия)
Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), %
Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), %
cos ф = 1,0
cos ф = 0,8
cos ф = 0,5
cos ф = 1,0
cos ф = 0,8
cos ф = 0,5
1
2
3
4
5
6
7
8
1; 5; 11 - 14
11ном ^ I1 ^ 1,211ном
1,0
1,4
2,3
1,5
1,8
2,6
0,211ном ~ I1 < 11ном
1,2
1,7
3,0
1,6
2,1
3,2
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)
0,111ном ^ I1 < 0,211ном
1,8
2,9
5,4
2,2
3,1
5,6
0,0511ном ^ I1 < 0,111ном
1,8
3,0
5,5
2,2
3,3
5,6
Продолжение таблицы 3
1
2
3
4
5
6
7
8
3; 4; 6; 15 - 24
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)
ком — I1 — 1,211ном
1,0
1,4
2,3
1,5
1,8
2,6
0,2I1hom — I1 < ком
1,0
1,4
2,3
1,5
1,8
2,6
0,1ком — I1 < 0,211ном
1,2
1,7
3,0
1,6
2,1
3,2
0,0511ном — I1 < 0,111ном
1,2
1,9
3,1
1,6
2,3
3,3
0,0111ном — I1 < 0,0511ном
2,1
3,0
5,5
2,4
3,3
5,6
2; 7 - 10; 27 - 32
(ТТ 0,5S;
Счетчик 0,5S)
ком — I1 — 1,2ком
0,8
1,2
1,9
1,4
1,7
2,2
0,2I1hom — I1 < ком
0,8
1,2
1,9
1,4
1,7
2,2
0,111ном — I1 < 0,211ном
1,0
1,5
2,7
1,5
2,0
3,0
0,0511ном — I1 < 0,111ном
1,0
1,8
2,9
1,5
2,1
3,1
0,0111ном — I1 < 0,05ком
2,0
2,9
5,4
2,3
3,2
5,5
25; 26
(ТТ 0,5;
Счетчик 0,5S)
ком — I1 — 1,211ном
0,8
1,2
1,9
1,4
1,7
2,2
0,211ном — I1 < 11ном
1,0
1,5
2,7
1,5
2,0
3,0
0,111ном — I1 < 0,211ном
1,8
2,8
5,3
2,1
3,1
5,4
0,0511ном — I1 < 0,111ном
1,8
2,9
5,4
2,1
3,2
5,5
Номер ИК
Диапазон тока
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия)
Границы относительной основной погрешности измерений, (± б), %
Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), %
cos ф = 0,8
cos ф = 0,5
cos ф = 0,8
cos ф = 0,5
1
2
3
4
5
6
1; 5; 11 - 14
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 1,0)
ком — I1 — 1,211ном
2,1
1,5
3,6
3,3
0,211ном — I1 < ком
2,6
1,8
3,9
3,4
0,111ном — I1 < 0,211ном
4,4
2,7
5,3
4,0
0,05ком — I1 < 0,111ном
4,6
3,0
5,5
4,2
3; 4; 6; 15 - 24
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 1,0)
ком — I1 — 1,2ком
2,1
1,5
3,6
3,3
0,2ком — I1 < ком
2,1
1,5
3,6
3,3
0Дком — I1 < 0,211ном
2,6
1,8
3,9
3,4
0,05ком — I1 < 0,111ном
2,9
2,1
4,1
3,7
0,0211ном — I1 < 0,0511ном
4,6
3,0
5,5
4,2
2; 7 - 10; 27 - 32
(ТТ 0,5S;
Счетчик 1,0)
ком — I1 — 1,211ном
1,8
1,4
3,5
3,3
0,2ком — I1 < ком
1,8
1,4
3,5
3,3
0Дком — I1 < 0,211ном
2,4
1,6
3,8
3,4
0,0511ном — I1 < 0,111ном
2,7
2,0
4,0
3,6
0,0211ном — I1 < 0,05ком
4,5
2,9
5,4
4,1
Продолжение таблицы 3
1
2
3
4
5
6
25; 26
(ТТ 0,5;
Счетчик 1,0)
ком — I1 — 1,211ном
1,8
1,4
3,5
3,3
0,211ном — I1 < 11ном
2,4
1,6
3,8
3,4
0,111ном — I1 < 0,211ном
4,3
2,6
5,2
3,9
0,0511ном — I1 < 0,111ном
4,5
2,9
5,4
4,1
П р и м е ч а н и я
1 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от +21 до +25 °С.
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с
5
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество измерительных каналов
32
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
- ток, % От Ihom
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos ф
- температура окружающей среды, °С
от 99 до101
от 1 до 120
от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
- ток, % От Ihom
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos ф
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
от 90 до 110
от 1 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -40 до +40
от +21 до +25 0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более Сервер АИИС КУЭ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
220000 3
100000 1
45000 2
Лист № 11
Всего листов 14
Продолжение таблицы 4
1
2
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
170
- при отключении питания, лет, не менее
10
Сервер АИИС КУЭ:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) НАО «Красная поляна» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт
Трансформатор тока
ТШЛ
9
Трансформатор тока
ТШП
12
Трансформатор тока
ТОЛ
9
Трансформатор тока
ТТН
3
Трансформатор тока
Т-0,66
12
Трансформатор тока
ТОЛ-10 У3
7
Трансформатор тока
ARJP3
30
Трансформатор тока
ТТИ
6
Трансформатор тока
ТТЕ
6
Трансформатор напряжения
НОС-0,5
9
Трансформатор напряжения
ЗНОЛ
15
Трансформатор напряжения
ЗНОЛП-ЭК-10
3
Трансформатор напряжения
НОЛ-СЭЩ-10
8
Счетчик электрической энергии многофункциональный
Меркурий 234
32
Устройство синхронизации времени
УСВ-3
1
Сервер АИИС КУЭ
HP ProLiant DL160 Gen8
1
Программное обеспечение
«Пирамида 2000»
1
Формуляр
АСВЭ 313.00.000 ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии НАО «Красная поляна» (АИИС КУЭ НАО «Красная поляна»)», аттестованном ООО "Энерготестконтроль", аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от
03.08.2018 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 001
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Волгоградмебель"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83908-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Волгоградмебель"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "КС Энергосбыт" (ООО "КС Энергосбыт"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Волгоградмебель» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Волгоградмебель"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83908-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83908-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83908-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83908-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Волгоградмебель» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется каждые 30 мин. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УСВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре-паспорте на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Волгоградмебель».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
CalcCli-ents.dll
CalcLeak-age.dll
CalcLoss es.dll
Metrology, dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
e55712d0 blb21906 5d63da94 9114dae4
bl959ff70 belebl7c 83f7bOf6d 4al32f
d79874dl 0fc2bl56 a0fdc27e lca480ac
52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
ParseBin. dll
Par-seIEC.dll
Parse-Modbus.dll
ParsePira mida.dll
Synchro NSI.dll
Verify-Time.dll
не ниже 3.0
6f557f885
48е73а92
c391d642
ecf532935
530d9b01
lea5429b
Ь7372613
83dle664
71acf405
cala3fd32
26f7cdc2
261fb0e2
28cd7780
9452 lf63
5bb2a4d3
15049aflf
3ecd814c
884f5b35
5bdlba7
d00b0d9f
felf8f48
d979f
4eb7ca09
6aldle75
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электрической энергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УСВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
ЦРП-10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, Ввод № 1
ТПЛ-10-М
Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 22192-03
Фазы: А; С
ЗНОЛ.06-10
Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
УСВ-3 Рег. № 64242-16
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
Активная
Реактивная
1,1
2,3
3,0
4,9
2
ЦРП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, Ввод № 2
ТПЛ-10-М
Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А
ТПЛ-10-М
Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 22192-07 Фазы: С
ЗНОЛ.06-10
Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
Активная
Реактивная
1,1
2,3
3,0
4,9
±5 с
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном; cosф = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество ИК
2
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от ином
ток, % от 1ном
коэффициент мощности cosф
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
от 95 до 105
от 1 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2 от +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от ином
ток, % от 1ном
коэффициент мощности cosф
частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -10 до +35 от -10 до +35 от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
140000 2
45000 2
50000 1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
113
40
Продолжение таблицы 3
1
2
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока
ТПЛ-10-М
4
Трансформаторы напряжения измерительные
ЗНОЛ.06-10
6
Счетчики электрической энергии многофункциональные
СЭТ-4ТМ.03М
2
Устройство синхронизации времени
УСВ-3
1
Сервер
Сервер, совместимый с платформой х86-х64
1
Формуляр-паспорт
05.2021.ВМ-АУ. ФО-ПС
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ «Волгоградмебель», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "КС Энергосбыт", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 05/2021
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Счетчики трехфазные статические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83910-21
[name] => Счетчики трехфазные статические
[model] => АГАТ 3
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "МЗЭП-АГАТ" (ООО "МЗЭП-АГАТ"), г. Москва
[preview_text] => Счетчики трехфазные статические АГАТ 3 (далее - счетчики) предназначены для измерения и однотарифного или многотарифного учёта активной или активной и реактивной электрической энергии в прямом или прямом и обратном направлении в трехфазных четырехпроводных сетях переменного тока номинальной частоты 50 Гц, а также для передачи по линиям связи информационных данных для автоматизированных систем контроля и учета энергопотребления АСКУЭ, определение и учет основных величин характеризующих параметры сети. Счетчики предназначены для эксплуатации в закрытых помещениях.
[page_header] => Счетчики трехфазные статические АГАТ 3
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83910-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83910-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83910-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83910-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83910-21-0004.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/83910-21-0005.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83910-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83910-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83910-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83910-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Счетчики трехфазные статические АГАТ 3 (далее - счетчики) предназначены для измерения и однотарифного или многотарифного учёта активной или активной и реактивной электрической энергии в прямом или прямом и обратном направлении в трехфазных четырехпроводных сетях переменного тока номинальной частоты 50 Гц, а также для передачи по линиям связи информационных данных для автоматизированных систем контроля и учета энергопотребления АСКУЭ, определение и учет основных величин характеризующих параметры сети. Счетчики предназначены для эксплуатации в закрытых помещениях.
Описание
Принцип действия счетчиков основан на измерении мгновенных значений входных сигналов напряжения и тока с последующим вычислением активной и реактивной электрической энергии методом аналого-цифрового преобразования.
Счетчики представляют собой измерительный прибор со специализированными микросхемами. В качестве датчиков тока используются трансформаторы тока, в качестве датчиков напряжения используются резистивные делители.
В зависимости от исполнения счетчики:
- могут быть непосредственного включения или трансформаторного включения;
- содержат в качестве счетного механизма электромеханическое отсчетное устройство (ЭМУ), которое одновременно выполняет функции запоминающего устройства. Используются для измерения активной энергии в прямом направлении. Число тарифов - 1;
- содержат в составе счетного механизма дисплей на основе жидкокристаллического индикатора (ЖКИ) и энергонезависимое устройство. Используются для измерения активной или активной и реактивной энергии в прямом и обратном направлении, число тарифов - до 8 (типы тарифов: пиковые, полупиковые, дневные, ночные; типы дней по тарифам: рабочие, выходные, праздничные). Счетчики с ЖКИ имеют встроенные часы реального времени, предназначенные для обеспечения учета потребления по временным (тарифным) зонам, определяют промежутки времени в операциях обработки измеряемых данных. Часы выполнены на базе кварцевого резонатора.
Счетчики имеют гальванически изолированный от остальных цепей телеметрический выход (ТМ) основного передающего устройства для поверки счетчиков и передачи импульсной информации по линиям связи для АСКУЭ. Счетчики активной и реактивной энергии имеют раздельные соответствующие выходы ТМ.
Счетчики с ЖКИ имеют цифровой интерфейс (RS232u, RS485, USB-IrDA), для
конфигурирования тарифов многотарифных счетчиков, для считывания информации в АСКУЭ и для считывания информации из счетчиков при отказе ЖКИ с помощью внешних устройств, удаленных на расстояние до одного километра.
Счетчики с ЭМУ имеют светодиодные индикаторы «L1», «L2», «L3» наличия
напряжения по каждой фазе, а также светодиод «Ошибка подключения» обнаружения неправильного подключение фаз по току или генерацию активной мощности со стороны нагрузки (счетчики регистрируют обратное направление мощности по модулю).
Модификации счетчиков:
АГАТ 3 -
Исполнение корпуса 1
Исполнение корпуса 3
Исполнение корпуса 4
Номинальный ток для счетчиков трансформаторного включения, А
5
50
60
100
Максимальный ток для счетчиков непосредственного включения, А1 2
Цифровой интерфейс отсутствует
Цифровой интерфейс RS232u 3
Цифровой интерфейс RS485 3
Ограничение мощности4
Общий вид счетчиков с указанием мест пломбирования представлен на рисунках 1^6.
Пломба с оттиском поверительного клейма
Голографическая этикетка предприятия-изготовителя
80008*
LED
1000 imp/kW«h (kvach)
АГАТ 3-1.5.2
мзэп
ini0/380 v Y'A-П (71“** /71ьа«
5(10)A I Уч |L=!J ГОСТ 31819 21-2012 \£/ ГОСТ 31819 23-5
50Hz - .
ООО "МЗЭП-АГАТ" я* /»—, (*|
Пломба с оттиском ОТК предприятия-изготовителя
•РНАПРЯЖ. Lp-PT0KA
Пломба ОТК
предприятия-изготовителя
Пломба ОТК предприятия-изготовителя
Программное обеспечение
В счетчиках с ЭМУ ПО отсутствует.
В счетчиках с ЖКИ ПО не оказывает влияние на точность измерений счетчика. Данные, хранящиеся в памяти счетчика, имеют дискретность существенно меньшую заданной точности. Диапазон представления, длительность хранения и округления результатов не влияют на точность измерения счетчика.
Идентификационные данные программного обеспечения счетчиков с ЖКИ приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значения
Идентификационное наименование программного обеспечения
ПФ6.730.124 ПО
Номер версии (идентификационный номер)
1.1
Цифровой идентификатор программного
обеспечения
19921 (0x4DD1H)
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
CRd6 полином 0х8005h
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Класс точности:
- при измерении активной энергии по ГОСТ 31819.21-2012
- при измерении реактивной энергии по ГОСТ 31819.23-2012
1,0
2,0
Номинальное напряжение, Uhom, В
3х220/380
3х230/400 (по заказу)
Номинальная частота сети, Гном, Гц
50
Номинальный (максимальный) ток для счетчиков
трансформаторного включения, Ihom (1макс), А
5 (10)
Базовый (максимальный) ток для счетчиков непосредственного включения, 1б (1макс), А
5 (50); 5 (60); 10 (100)
Пределы допускаемой основной погрешности встроенных часов счетчика с ЖКИ, не более, с/сут
± 0,5
Пределы дополнительной температурной погрешности встроенных часов счетчика с ЖКИ, не более, с/(0Ссут)
± 0,15
Диапазон измерений напряжения, В
От 0,8^Uhom до 1,15 Uhom
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения переменного тока, %
± 2 %
Диапазон измерений силы переменного тока, А
от 0,05-!ном(б)дО 1макс
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы переменного тока, %
± 2 %
Диапазон измерений частоты сети, Гц
от 45 до 70
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений частоты сети, %
± 2 %
Диапазон измерений полной мощности, Вт
от 0,05-Uhom-Ihom(6) дО ином^1макс
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений полной мощности, %
± 2 %
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Полная (активная) мощность, потребляемая каждой цепью напряжения счетчика при номинальных значениях напряжения, частоты и нормальной температуре при измерении энергии, не более, В^А (Вт)
10 (2)
Полная мощность, потребляемая цепью тока счетчиков, не более, В^А
4,0
Стартовый ток (порог чувствительности) по активной мощности, мА
- для трансформаторного включения
10
- для счетчиков непосредственного включения с 1б=5 А
20
- для счетчиков непосредственного включения с 1б=10 А
40
Стартовый ток (порог чувствительности) по реактивной
мощности, мА
- для трансформаторного включения
15
- для счетчиков непосредственного включения с 1б=5 А
25
- для счетчиков непосредственного включения с 1б=10 А
50
Наименование характеристики
Значение
Цена одного разряда счетного механизма ЭМУ, кВт^ч: - младшего - старшего
0,1 10000
Цена одного разряда счетного механизма ЖКИ, кВт^ч, квар^ч: - младшего - старшего
0,01 100000
Постоянная счетчика с ЖКИ, имп/кВ'гч, имп/квар^ч
1000
Постоянная счетчика с ЭМУ, имп/кВгч
800
Количество тарифов:
- для счетчиков с ЭМУ
- для счетчиков с ЖКИ, до
1
8
Количество тарифных зон в течение суток, до
48
Габаритные размеры (длина, ширина, высота), не более, мм
Корпус 1:
Корпус 3:
Корпус 4:
317 (306); 174; 75 159; 109; 61 (71) 245; 177; 69
Масса, кг, не более
1,65
Нормальные условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, оС
- относительная влажность при 25оС, не более, %
- атмосферное давление, кПа (мм рт.ст.)
от плюс 21 до плюс 25 98
от 70 до 106,7 (525-800)
Рабочие условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, оС
- относительная влажность при 25оС, не более, %
- атмосферное давление, кПа (мм рт.ст.)
от минус 40 до плюс 70 98
от 70 до 106,7 (525-800)
Условия транспортирования и хранения:
- температура окружающей среды, оС
- относительная влажность при 25оС, не более, %
- атмосферное давление, кПа (мм рт.ст.)
от минус 50 до плюс 70 98
от 70 до 106,7 (525-800)
Средняя наработка до отказа, не менее, ч
260000
Средний срок службы, не менее, лет
30
Степень защиты корпуса от пыли и воды
IP51
Класс защиты человека от поражения электрическим током
II
Знак утверждения типа
Наносится на щиток счетчика методом трафаретной или термотрансферной печати, лазерной гравировки и в паспорт типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Счетчик трехфазный статический
АГАТ 3
1 шт.
Паспорт
ПФ2.720.0ХХ ПС
1 экз.
Коробка упаковочная
-
1 шт.
Ушко (для исполнения корпуса 4)
ПФ8.882.036
1 шт.
Преобразователь интерфейса USB-RS485, RS232u*
ПФ3.035.020
1 шт.
Преобразователь интерфейса USB-IrDA*
ПФ3.035.021
1 шт.
Кабель соединительный*
ПФ6.664.053-01
1 шт.
Методика поверки*
ПФ2.720.023 МП
1 экз. на партию
Руководство по эксплуатации**
ПФ2.720.023 РЭ,
ПФ2.720.042 РЭ
1 экз. на партию
Программное обеспечение**
MConfig
1 экз. на партию
*поставляется по отдельному заказу организациям, осуществляющим поверку и эксплуатацию счетчиков
** доступно на сайте http://www.mzep.ru/
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 1.4 Руководства по эксплуатации ПФ2.720.042 РЭ и в разделе 1.3 Руководства по эксплуатации ПФ2.720.023 РЭ.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 31818.11-2012 (МЭК 62052-11:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии
ГОСТ 31819.21-2012 (МЭК 62053-21:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2
ГОСТ 31819.23-2012 (МЭК 62053-23:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии
ГОСТ Р 8.654-2015 Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения
ГОСТ 8.551-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений электрической мощности и электрической энергии в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 июля 2018 года № 1621 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты»
ТУ 4228-003-66313781-2021 Счетчики однофазные статические АГАТ 3. Технические условия
[category] =>
[brand] => ООО "МЗЭП-АГАТ", г. Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 16 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 5284
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 5
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 5284
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Хани
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83909-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Хани
[model] =>
[brand_full] => Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Хани (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Хани
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83909-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83909-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83909-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83909-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Хани (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) Исполнительного аппарата (далее - ИА), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС, ПМЭС, каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронноцифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ ИВК, принимающее сигналы точного времени от спутниковых навигационных систем (ГЛОНАСС/GPS). УССВ ИВК обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
УССВ ИВК выполняет функцию источника точного времени для уровня ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC(SU) более чем на ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ ВСТ002.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование СПО
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) СПО
не ниже 1.0.0.4.
Цифровой идентификатор СПО
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные (если имеются)
DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
Примечание - Алгоритм вычисления цифрового идентификатора СПО - MD5
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) «высокий» в соответствии с
Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
ТТ
TH
Счётчик
УСПД/УССВ
1
ВЛ 220 кВ Лопча-Хани
тгм Кл. т. 0,2S Ктт 1200/5 Per. № 59982-15
НАМИ
Кл. т. 0,2
Ктн 220000:л/3/100:л/3
Per. № 60353-15
Альфа А1800 Кл. т. 0,28/0,5 Per. №31857-20
RTU-325L Per. № 37288-08 /
СТВ-01, Per. № 49933-12
2
ВЛ 220 кВ Хани-Чара №1
ТОГФ
Кл. т. 0,2S Ктт 1200/5 Per. №61432-15
НАМИ-220 УХЛ1
Кл. т. 0,2 Ктн 220000:л/3/100:л/3 Per. № 20344-05
Альфа А1800 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06
3
ВЛ 220 кВ Хани-Чара №2
ТОГФ
Кл. т. 0,2S Ктт 1200/5 Per. №61432-15
НАМИ
Кл. т. 0,2
Ктн 220000:л/3/100:л/3
Per. № 60353-15
Альфа А1800 Кл. т. 0,28/0,5 Per. №31857-20
4
ВЛ 220 кВ Юктали-Хани с отпайкой на ПС Олёкма
ТОГФ
Кл. т. 0,2S Ктт 1200/5 Per. №61432-15
НАМИ-220 УХЛ1
Кл. т. 0,2 Ктн 220000:л/3/100:л/3 Per. № 20344-05
Альфа А1800 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06
5
СВ 220 кВ
ТГМ Кл. т. 0,2S Ктт 1200/5 Per. № 59982-15
НАМИ
Кл. т. 0,2
Ктн 220000:л/3/100:л/3
Per. № 60353-15
Альфа А1800 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06
Продолжение таблицы 2
Примечания
1. Допускается замена ТТ и TH, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСПД и УССВ на однотипные утвержденного типа.
3. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце порядке с внесением эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС неотъемлемая часть.
изменений в КУЭ как их
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК
cosф
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
51(2)%,
55 %,
520 %,
5100 %,
I1(2)% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1, 3 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)
1,0
1,0
0,6
0,5
0,5
0,8
1,3
0,8
0,6
0,6
0,5
2,1
1,3
1,0
1,0
2, 4, 5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)
1,0
1,0
0,6
0,5
0,5
0,8
1,3
0,8
0,6
0,6
0,5
2,1
1,3
1,0
1,0
Номер ИК
cosф
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
52%,
55 %,
520 %,
5100 %,
I2% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1, 3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)
0,8
2,0
1,4
1,0
1,0
0,5
1,6
1,0
0,8
0,8
2, 4, 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)
0,8
2,2
1,3
1,0
1,0
0,5
1,6
1,0
0,8
0,8
Номер ИК
cosф
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
51(2)%,
55 %,
520 %,
5100 %,
I1(2)% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм< 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1, 3 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)
1,0
1,2
0,9
0,8
0,8
0,8
1,4
1,0
0,9
0,9
0,5
2,2
1,5
1,2
1,2
2, 4, 5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)
1,0
1,2
0,9
0,8
0,8
0,8
1,4
1,0
0,9
0,9
0,5
2,2
1,5
1,2
1,2
Продолжение таблицы 3 ________________________________________________________
Номер ИК
COSф
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
§2%,
§5 %,
§20 %,
§100 %,
I2% < I изм< I 5 %
I5 %<I изм<1 20 %
I20 %<Iизм<I100%
I100 %<Iизм<I120%
1, 3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)
0,8
2,4
1,9
1,7
1,7
0,5
2,0
1,6
1,5
1,5
2, 4, 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)
0,8
2,5
1,6
1,2
1,2
0,5
1,9
1,3
1,1
1,1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов 5 АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с
Примечания
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-5 от + 10 до + 30 °C.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество измерительных каналов
5
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от Пом
- частота, Г ц
- коэффициент мощности cos9 температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков электроэнергии
от 99 до 101
от 1(2) до 120 от 49,85 до 50,15 0,8
от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от Пом
- коэффициент мощности cos9, не менее
- частота, Г ц
диапазон рабочих температур окружающей среды, оС
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД
- для сервера, УССВ
от 90 до 110
от 1(2) до 120 0,5
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от +10 до +30 от +10 до +30 от +18 до +24
Продолжение таблицы 4
1
2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
72
УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
55000
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
22000
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
1200
- при отключении питания, лет, не менее
30
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут, не менее
45
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее
3
ИВК:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
Защищённость применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Трансформатор тока
ТГМ
6
Трансформатор тока
ТОГФ
9
Трансформатор напряжения
НАМИ
3
Трансформатор напряжения
НАМИ-220 УХЛ1
3
Счётчик электрической энергии многофункциональный
Альфа А1800
5
Устройство сбора и передачи данных
RTO-325L
1
У стройство синхронизации системного времени
СТВ-01
1
Программное обеспечение
АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
1
Паспорт-Формуляр
РЭМ-ПТР-2019.ВСТ002-ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Хани», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
[category] =>
[brand] => ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => ВСТ002
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Термоанализаторы синхронные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83907-21
[name] => Термоанализаторы синхронные
[model] => STA
[brand_full] => PerkinElmer Inc., США
[preview_text] => Термоанализаторы синхронные STA (далее - термоанализаторы) предназначены для измерений температуры фазовых переходов, удельной теплоты и изменения массы твердых и порошкообразных материалов.
[page_header] => Термоанализаторы синхронные STA
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83907-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83907-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83907-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83907-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83907-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83907-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Термоанализаторы синхронные STA (далее - термоанализаторы) предназначены для измерений температуры фазовых переходов, удельной теплоты и изменения массы твердых и порошкообразных материалов.
Описание
Принцип действия термоанализаторов заключается в сравнении тепловых потоков от стандартного образца термодинамических свойств и исследуемого вещества при температуре фазового перехода. Интеграл от разности тепловых потоков по температуре в пересчете на единицу массы дает удельную теплоту фазового перехода.
За значение температуры фазовых переходов принимается точка начала отклонения от монотонности на непрерывно регистрируемой кривой «тепловой поток - температура», определяемая пересечением экстраполяции низкотемпературной ветви пика кривой с базовой линией.
Термоанализатор представляет собой измерительный комплекс, в котором объединены функции дифференциального сканирующего калориметра и высокочувствительных аналитических весов. Это конструктивное решение позволяет проводить одновременно в одном эксперименте и одном образце измерения калориметрических величин при различных термодинамических переходах, измерять температуру этих переходов и регистрировать при этом изменения массы образца.
Конструктивно термоанализатор выполнен в металлическом корпусе, в котором смонтирована высокотемпературная печь. Также внутри корпуса расположены весы в термостатируемом кожухе, электронная схема управления и контроллер газовых потоков. Калориметрический узел, смонтированный на стержне с системой предотвращения потерь тепла излучением, укреплен на измерительном плече весов.
На задней панели термоанализатора расположены вводы для подсоединения внешних устройств, штуцера для подключения продувочных газов, защитного газа и охлаждающей жидкости.
Система контроля атмосферы, окружающей образец, представляет собой встроенное программно управляемое устройство подачи двух различных газов в печь термоанализатора с возможностью автоматического переключения и контроля расхода газов в процессе эксперимента.
Термоанализатор оснащен специальной системой охлаждения печи, позволяющей проводить программное нагревание и охлаждение образцов с заданной скоростью.
Термоанализаторы синхронные STA представлены в двух модификациях: STA 6000 STA 8000.
Серийный номер наносится на корпус термоанализатора в виде наклейки. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и/или формуляр.
Общий вид термоанализаторов представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 — Общий вид термоанализаторов синхронных STA модификация STA 6000 (слева), модификация STA 8000 (справа)
Программное обеспечение
Управление процессом измерения и обработки выводимой информации в термоанализаторе осуществляется IBM-совместимым персональным компьютером с помощью специального программного комплекса. Программным образом осуществляется настройка термоанализатора, выбор режимов и установка параметров эксперимента, градуировка термоанализатора на основе измерения свойств стандартных образцов, оптимизация параметров, управление работой, обработка выходной информации, печать и запоминание результатов анализа. Во всех частях программного обеспечения, где требуется ввод какой-либо величины, в программе имеется соответствующее методикам установочное значение параметра, принимаемое по умолчанию. Термоанализатор использует универсальный интерфейс USB для управления и дистанционного диагностирования.
Программное обеспечение термоанализатора состоит из встроенной части (встроенный, защищенный от записи микроконтроллер) и внешней части под управлением операционной системой персонального компьютера. Встроенное ПО термоанализатора разработано изготовителем специально для решения задач измерения температуры, удельной теплоемкости и теплоты фазовых переходов, массы и идентифицируется при включении прибора путем вывода на экран наименования версии программного обеспечения.
Конструктивно термоанализатор имеет защиту встроенного программного обеспечения от преднамеренных или непреднамеренных изменений, реализованную изготовителем на этапе производства путем установки системы защиты микроконтроллера от чтения и записи.
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Влияние ПО учтено при нормировании метрологических характеристик.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Firmware (встроенное ПО)
Pyris
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.0
не ниже 11.0
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
STA 6000
STA 8000
Диапазон измерений температуры фазовых переходов, °С
от 15 до 770
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры фазовых переходов, °С
±2
Диапазон измерений удельной теплоты фазовых
переходов, кДж/кг
от 10 до 1000
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений удельной теплоты фазовых переходов, %
±5
Наибольший предел взвешивания, мг
1500
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений изменения массы, %
±0,2
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
STA 6000
STA 8000
Диапазон показаний температуры фазовых переходов, °С
от 15 до 1000
от 15 до 1600
Скорость нагрева, °С/мин:
- в диапазоне от 15 до 1000 °С включ.;
- в диапазоне св. 1000 до 1600 °С
от 0,1 до 100 -
от 0,1 до 100 от 0,1 до 25
Параметры сети переменного тока: - напряжение, В
- частота, Гц
от 100 до 120 / от 200 до 240 от 49 до 51 / от 59 до 61
Потребляемая мощность, В •А, не более
1500
Наработка на отказ, ч, не менее
10000
Средний срок службы, лет
8
Габаритные размеры, мм, не более - глубина;
- ширина;
- высота
410
380
210
Масса, кг, не более
16,0
Условия эксплуатации:
- температура воздуха, °С
- относительная влажность воздуха, %
от +10 до +35 от 15 до 80
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации и в виде наклейки на корпус термоанализатора.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность термоанализаторов синхронных STA
Наименование
Обозначение
Кол-во
Термоанализатор синхронный STA
STA 6000 / STA 8000 *
1 шт.
Комплект ЗИП
-
1 шт.
Комплект калибровочных образцов
-
1 шт.
Керамические тигли
N5200040
3 шт.
Кабель для компьютера
-
1 шт.
Трубки для подводки охлаждающей воды и газов
-
1 комплект
Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
* Комплектация уточняется при заказе, осуществляется в соответствии с договором поставки
Сведения о методах измерений
приведены в руководстве по эксплуатации «Термоанализаторы синхронные STA», раздел «Описание прибора STA 6000/8000».
Нормативные документы
Государственная поверочная схема для средств измерений удельной теплоемкости и удельной энтальпии твердых тел в диапазоне температур от 260 до 870 К, утвержденная приказом Росстандарта от 02.06.20121 г. № 925.
ГОСТ Р 8.872-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений удельной энтальпии и удельной теплоемкости твердых тел в диапазоне температуры от 700 до 1800 К.
Техническая документация «PerkinElmer Inc.», США
[category] =>
[brand] => Фирма "PerkinElmer Inc.", США
[country] => СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 8
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 8
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Контроллеры измерительные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83904-21
[name] => Контроллеры измерительные
[model] => FloBoss S600+
[brand_full] => Фирма "Emerson Process Management / Remote Automation Solutions / Fromex S.A. de C.V.", Мексика
[preview_text] => Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее - контроллеры) предназначены для измерений и преобразований электрических сигналов измерительных преобразователей температуры, расхода, давления, плотности в измеряемые величины, расчета по измеренным значениям расхода, массы и объема нефти. Контроллеры применяются в составе системы обработки информации системы измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения.
[page_header] => Контроллеры измерительные FloBoss S600+
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83904-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83904-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83904-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83904-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83904-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее - контроллеры) предназначены для измерений и преобразований электрических сигналов измерительных преобразователей температуры, расхода, давления, плотности в измеряемые величины, расчета по измеренным значениям расхода, массы и объема нефти. Контроллеры применяются в составе системы обработки информации системы измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения.
Описание
Принцип действия контроллера основан на измерении и преобразовании сигналов измерительных преобразователей и расходомеров в информацию об измеряемой среде с последующим вычислением и представлением информации на дисплее контроллера, подключенном принтере или на дисплее подключенного персонального компьютера (АРМ оператора).
Входные сигналы поступают в контроллер через каналы ввода/вывода (аналоговые, импульсные, частотные, дискретные или цифровые каналы передачи данных (HART, другие). По полученным сигналам контроллер, с помощью заложенного в нем программного обеспечения, производит вычисления необходимых для учета и управления параметров.
Вычислительным центром контроллера являются один основной процессор и несколько вспомогательных процессоров для эффективной работы с 64-битными числами с плавающей точкой. Это обеспечивает требуемую точность при выполнении математических операций, а целостность результирующих данных обеспечивается хранением нарастающих счетчиков в ячейках памяти с тройным резервированием (Tri-reg format).
На передней панели контроллера располагаются жидкокристаллический дисплей с подсветкой, 26-кнопочная клавиатура для локального управления контроллером и ввода данных, а также светодиод состояния контроллера. Жидкокристаллический дисплей и клавиатура обеспечивают возможность просмотра данных и конфигурационных параметров непосредственно на месте установки контроллера и могут быть настроены для работы с конкретным объектом.
Контроллер позволяет осуществлять:
- вычисление расхода по нескольким измерительным линиям;
- расчет массы нефти по результатам прямого метода динамических измерений расхода и плотности;
- балансирование потоков по линиям и управление общей пропускной способностью узла учета;
- управление пробоотборным устройством;
- управление трубопоршневой поверочной установкой (ТПУ);
- управление дозированием и загрузкой продукта;
- архивирование измеренных и вычисленных параметров в архивных базах данных произвольного типа и периодически (настраивается при конфигурировании);
- ведение журналов событий и аварий;
- сигнализацию при отказе преобразователей, при выходе параметров за установленные пределы и при сработке внутренних контуров самодиагностики;
- печать данных на подключенный принтер;
- управление и обмен данными с подчиненными устройствами по цифровым каналам связи;
- передачу информации в системы более высокого уровня по имеющимся интерфейсам связи.
Контроллеры имеют интерфейсы связи RS232, RS422/RS485 и Ethernet для обмена данными с периферийным оборудованием и/или с системой более высокого уровня. Поддерживаются протоколы Modbus и TCP/IP.
Контроллеры содержат несколько типов памяти для хранения информации. Энергонезависимая память EPROM - для хранения операционной системы прибора, включая все функциональные блоки учета и управления, защищенные кодом CRC. Энергонезависимая Flash память - для резервного хранения конфигурации прибора. Энергонезависимая SRAM (с батарейной подпиткой) - для хранения текущей конфигурвции прибора и архивных данных. DRAM - для временного хранения информации.
К контроллерам данного типа относятся контроллеры измерительные FloBoss S600+ c заводскими номерами 20029375, 20029379.
Пломбировка контроллера осуществляется с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочной проволоке, пропущенной через специальные отверстия, предусмотренные на корпусе контроллера.
Заводской номер наносится на шильд-табличку, прикрепленную к боковой стенке корпуса контроллера.
Общий вид контроллера и схема пломбировки от несанкционированного доступа представлены на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид контроллера и схема пломбировки от несанкционированного доступа
Программное обеспечение
Таблица 1- Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
LinuxBinary.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО
06.21/21
Цифровой идентификатор ПО
0x6051
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
CRC16
Уровень защиты ПО от непреднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений силы постоянного электрического тока, мА
от 4 до 20
Диапазон измерений частоты, Гц
от 1 до 10000
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности при измерении силы постоянного тока, %
±0,04
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении частоты, %
±0,004
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении количества импульсов на каждые 10000 импульсов, имп.
±1
Пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении массового (объемного) расхода, объема, массы,%
±0,01
Таблица 3 -Технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Напряжение питания постоянного тока, В
от 20 до 32
Потребляемая мощность, Вт, не более
48
Габаритные размеры, мм, не более:
- высота
305
- ширина
270
- длина
85
Масса, кг, не более
6
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С
от +18 до +28
- относительная влажность при температуре +35 °С, %
от 30 до 80
- атмосферное давление, кПа
от 84 до 106
Наработка на отказ, ч, не более
20000
Средний срок службы, лет, не менее
10
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом по нижнему краю, в центре.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Контроллер измерительный
FloBoss S600+ (зав. №№ 20029375, 20029379)
2 шт.
Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
Методика поверки
НА.ГНМЦ.0583-21 МП
1 экз.
Програмное обеспечение
Config 600
1 шт.
Сведения о методах измерений
представлены в главе 4 документа «Контроллер измерительный FloBoss S600+. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
Государственная поверочная схема для средств измерения силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1-10’16 до 100 А, утвержденная приказом Федерального агенства по техническому регулированию и метрологии от 01.10.2018 № 2091.
Государственная поверочная схема для средств измерений времени и частоты, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 июля 2018 г. № 1621.
Техническая документация «Emerson Process Management / Remote Automation Solutions / Fromex S.A. de C.V.», Мексика.
[category] =>
[brand] => Фирма "Emerson Process Management GmbH & Co. OHG", Германия
[country] => МЕКСИКА
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 20029379, 20029375
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 8
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 8
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Анализаторы
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83905-21
[name] => Анализаторы
[model] => multi EA 5100
[brand_full] => Фирма "Analytik Jena GmbH", Германия
[preview_text] => Анализаторы multi EA 5100 (далее - анализаторы) предназначены для измерений содержания общего азота, общей серы, общего хлора и общего углерода в жидких, вязких, твердых и газообразных пробах.
[page_header] => Анализаторы multi EA 5100
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83905-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83905-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83905-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83905-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83905-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Анализаторы multi EA 5100 (далее - анализаторы) предназначены для измерений содержания общего азота, общей серы, общего хлора и общего углерода в жидких, вязких, твердых и газообразных пробах.
Описание
Принцип действия анализаторов основан на высокотемпературном разложении и окислении компонентов пробы, содержащих азот, серу, хлор и углерод с образованием, соответственно, NOx, SO2, HCl, СО2, которые потоком газа-носителя переносятся, соответственно, в хемилюминесцентный детектор (при анализе общего азота (TN)), в ультрафиолетовый флуоресцентный детектор (при анализе общей серы (TS)), в кулонометрический детектор (при анализе общего хлора (С1)) и в инфракрасный детектор (при анализе общего углерода (TC)).
На основе полученного значения сигнала программное обеспечение (ПО) анализаторов рассчитывает содержание общего азота, общей серы, общего хлора, общего углерода в пробе.
В анализаторах multi EA 5100 ввод пробы производится в печь, которая может быть установлена в вертикальном (только для жидких и газообразных проб) или в горизонтальном положении (для всех видов проб).
Конструктивно анализаторы представляют собой стационарные настольные приборы, состоящие из системы подачи проб, основного блока (multi EA 5100 Basic Unit) и блоков детекторов, которые устанавливаются, как правило, слева от основного модуля. Анализатор может включать в свой состав от одного до четырех блоков детекторов: детектор общего азота (N module 5100), детектор общей серы (S module 5100), детектор общего хлора (Cl module 5100) и инфракрасный детектор общего углерода (С module 5100). В детектор общего хлора может быть установлена одна из трех ячеек: высокочувствительная, чувствительная или для высоких концентраций.
Детекторы установлены в корпуса, имеющие одинаковый внешний вид.
Заводские номера наносятся на шильды основного блока и блоков детекторов, которые расположены на их задних панелях.
Пломбирование анализаторов не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке (в случае его оформления).
Общий вид основного модуля анализатора с одним детектором показан на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид анализаторов multi EA 5100 (основной модуль с одним детектором)
Программное обеспечение
Анализаторы оснащены автономным ПО multiWin, которое управляет работой анализатора, отображает, обрабатывает и хранит полученные данные. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Все ПО multiWin является метрологически значимым и выполняет следующие функции:
- управление анализатором;
- установка режимов работы анализатора;
- построение калибровочных зависимостей;
- расчет содержания определяемого компонента;
- обработка и хранение результатов измерений;
- проведение диагностических тестов анализатора.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р50.2.077-2014. Влияние ПО на метрологические характеристики учтено при их нормировании.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
multiWin
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 5.7.0.0
Цифровой идентификатор ПО
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Определяемый элемент
Детектор
Чувствительность, у.е./мкг, не менее
Относительное СКО выходного сигнала, %, не более
Общий азот (TN)
Хемилюминесцентный (N module 5100)
120 000
3,0
Общая сера (TS)
Флуоресцентный ультрафиолетовый (S module 5100)
60 000
3,0
Общий хлор (Cl)
Кулонометрический
(Cl module 5100)
Кулонометрическая ячейка «высокочувствительная (high sensitive, hs)»
350
5,0
Кулонометрическая ячейка «чувствительная (sensitive, s)»
0,5
5,0
Кулонометрическая ячейка «для высоких концентраций (high concentration, hc)»
0,5
5,0
Общий углерод (TC)
Ин( (C m
ракрасный iodule 5100 )
400
5,0
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры (Д*Ш*В), мм, не более - основной блок - блок детектора
510x550x470
300x550x470
Масса, кг, не более
- основной блок
- блоки детекторов азота и серы
- блоки детекторов хлора и углерода
25
13
12
Потребляемая мощность, В-А, не более - основной блок
- блоки детекторов азота и серы
- блоки детекторов хлора и углерода
1000 200 50
Напряжение питания переменного тока частотой (50±1) Гц, В
220±22
Средний срок службы, лет
10
Наработка на отказ, ч, не менее
10 000
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, оС
- относительная влажность, %, не более
от 15 до 30
80
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации методом компьютерной графики и на правый верхний угол лицевой панели прибора в виде наклейки или отпечатком от резинового клише.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность анализаторов
Наименование
Обозначение
Количество
Анализатор multi EA 5100
-
1 шт.
Анализаторы multi EA 5100. Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
Программное обеспечение для элементного анализа multiWin. Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
Программное обеспечение multiWin
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 6 документа «Анализаторы multi EA 5100. Руководство по эксплуатации» и в разделе 5 документа «Программное обеспечение для элементного анализа multiWin. Руководство по эксплуатации»; при использовании в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений анализаторы применяются в соответствии с аттестованными методиками (методами) измерений.
Нормативные документы
Техническая документация изготовителя.
[category] =>
[brand] => Фирма "Analytik Jena AG", Германия
[country] => ГЕРМАНИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 75
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 7
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 74
(99%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 1
(1%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Симбирская энергосбытовая компания" № 29
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83906-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Симбирская энергосбытовая компания" № 29
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Симбирская энергосбытовая компания" (ООО "СЭСК"), г. Ульяновск
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №29 (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Симбирская энергосбытовая компания" № 29
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83906-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83906-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83906-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83906-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №29 (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» (ИВК «ИКМ-Пирамида), устройство синхронизации времени УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, специализированное программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на вход соответствующего GSM-модема, далее по основному каналу связи стандарта GSM на верхний уровень системы, где осуществляется хранение, накопление и обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Раз в сутки ИВК «ИКМ-Пирамида» формирует и отправляет отчеты участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии (ОРЭ) за электронно-цифровой подписью в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭ, по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-2, непрерывно синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
ИВК «ИКМ-Пирамида» 1 раз в час сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-2 и не зависимо от величины расхождения ИВК «ИКМ-Пирамида» производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного ГЛОНАСС -приёмника к шкале координированного времени UTC ±10 мкс.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени ИВК «ИКМ-Пирамида» равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчиков, ИВК «ИКМ-Пирамида» отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значения
1
2
Наименование ПО
«Пирамида 2000»
^Идентификационное наименование ПО
CalcClients.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3
Цифровой идентификатор ПО
e55712d0b1b219065d63da949114dae4
2.Идентификационное наименование ПО
CalcLeakage.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3
Цифровой идентификатор ПО
b 1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a132f
З.Идентификационное наименование ПО
CalcLosses.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3
Цифровой идентификатор ПО
d79874d10fc2b 156a0fdc27e 1ca480ac
4.Идентификационное наименование ПО
Metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3
Цифровой идентификатор ПО
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
5.Идентификационное наименование ПО
ParseBin.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3
Цифровой идентификатор ПО
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
б.Идентификационное наименование ПО
ParseIEC.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3
Продолжение таблицы 1
1
2
Цифровой идентификатор ПО
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
7.Идентификационное наименование ПО
ParseModbus.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3
Цифровой идентификатор ПО
c391d64271acf4055bb2a4d3 fe1f8f48
8.Идентификационное наименование ПО
ParsePiramida.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3
Цифровой идентификатор ПО
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
9.Идентификационное наименование ПО
SynchroNSI.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3
Цифровой идентификатор ПО
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
^.Идентификационное наименование ПО
VerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3
Цифровой идентификатор ПО
1ea5429b261 fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК
Наименование измерительного канала
Состав измерительного канала
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
ИВК
1
2
3
4
5
6
1
ТП-11 10 кВ,
РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ Т-1
ТТИ-100
КТ 0,5 1500/5
Рег.№ 28139-12
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS КТ 0,5S/1 Рег.№ 80589-20
УСВ-2, рег. № 41681-10/ ИВК «ИКМ-Пирамида», рег. № 45270-10
2
ТП-11 10 кВ,
РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ Т-2
ТТИ-100
КТ 0,5 1500/5
Рег.№ 28139-12
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS
КТ 0,5S/1 Рег.№ 80589-20
3
ТПА-1187 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ Т-1
Т-0,66 У3 КТ 0,5S 800/5 Рег.№ 52667-13
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS КТ 0,5S/1 Рег.№ 80589-20
4
ТПА-1187 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ Т-2
Т-0,66 У3 КТ 0,5S 800/5 Рег.№ 52667-13
-
Меркурий 236 ART-03 PQRS КТ 0,5S/1 Рег.№ 80589-20
5
ТПА-1187 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.5 Л-1, КЛ-0,4 кВ
Т-0,66 У3 КТ 0,5S 200/5 Рег.№ 52667-13
-
Меркурий 236
ART-03 PQRS
КТ 0,5S/1
Рег.№ 80589-20
6
ТПА-1187 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.1 Л-2, КЛ-0,4 кВ
Т-0,66 У3 КТ 0,5S 200/5 Рег.№ 52667-13
-
Меркурий 236
ART-03 PQRS
КТ 0,5S/1
Рег.№ 80589-20
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
ВЛ 6 кВ ф.16 от яч. 16 ПС 220 кВ Головная, ВЛ-6 кВ в сторону ТП-5 6 кВ, оп.0-14/2, Реклоузер-6 кВ
ТОЛ-НТЗ-10 КТ 0,5S 75/5 Рег.№ 69606-17
ЗНОЛ-СЭЩ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 71707-18
-
Меркурий 234 ART2-00 PR КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 48266-11
УСВ-2, рег. № 41681-10/ ИВК «ИКМ-Пирамида», рег. № 45270-10
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСВ, ИВК на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ
Номер ИК
Вид электрической энергии
Границы основной погрешности ±6 (%)
Границы погрешности в рабочих условиях, ±6 (%)
1
2
3
4
1-2
Активная Реактивная
1,1
1,8
2,9
4,9
3-6
Активная Реактивная
1,1
1,8
1,7
3,4
7
Активная Реактивная
1,2
1,9
1,6
2,7
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с
5
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8, токе ТТ, равном 100% от 1ном для нормальных условий и при cosф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +10 до +35 °С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество измерительных каналов
7
Нормальные условия
параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- частота, Гц
от 98 до 102
от 100 до 120
0,8
от +21 до +25
50
Условия эксплуатации
параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности cos9 (sm9)
- температура окружающей среды для ТТ , °С
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- ИВК «ИКМ-Пирамида», °С
- атмосферное давление, кПа
- относительная влажность, %, не более
- частота, Гц
от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5 инд. до 1 емк
от -40 до +40
от -40 до +75
от +10 до + 35
от 84,0 до 107,0
80
от 49,6 до 50,4
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики:
Меркурий 236 ART-03 PQRS:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
Меркурий 234 ART2-00 PR:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее УСВ-2:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
ИВК «ИКМ-Пирамида»:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
220 000
220 000
35000
100000
Глубина хранения информации
Счетчики:
Меркурий 236 ART-03 PQRS:
- каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, сут Меркурий 234 ART2-00 PR
- каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, сут
ИВК «ИКМ-Пирамида»:
- данные измерений и журналы событий, лет, не менее
170
170
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК «ИКМ-Пирамида»;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на ИВК «ИКМ-Пирамида».
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт.
Трансформатор тока
Т- 0,66 УЗ
12
ТТИ-100
6
ТОЛ-НТЗ-10
2
Трансформаторы напряжения
ЗНОЛ-СЭЩ-6
3
Счетчик электрической энергии
Меркурий 236 ART-03 PQRS
6
Меркурий 234 ART2-00 PR
1
Устройство синхронизации времени
УСВ-2
1
ИВК
«ИКМ-Пирамида»
1
Документация
Формуляр
ФО 26.51/101/21
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №29. МВИ 26.51/101/21, аттестованной ООО «Энерготестконтроль». Аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от
03.08.2018 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Симбирская энергосбытовая компания", г.Ульяновск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 29
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Счетчики газа барабанные с жидкостным затвором
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83900-21
[name] => Счетчики газа барабанные с жидкостным затвором
[model] => ВИКС
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Прагматех" (ООО "Прагматех"), Ленинградская обл., Ломоносовский р-он, Квартал 2 (юж. ч. промзоны Горелово тер)
[preview_text] => Счетчики газа барабанные с жидкостным затвором ВИКС (далее - счетчики газа) предназначены для измерений объема природного газа, пропана, бутана, их смеси, азота, воздуха и других газов и газовых сред.
[page_header] => Счетчики газа барабанные с жидкостным затвором ВИКС
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83900-21-0002.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83900-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83900-21-0003.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83900-21-0004.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83900-21-0005.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/83900-21-0006.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/83900-21-0007.jpg
[7] => https://all-pribors.ru/pics/original/83900-21-0008.jpg
[8] => https://all-pribors.ru/pics/original/83900-21-0009.jpg
[9] => https://all-pribors.ru/pics/original/83900-21-0010.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83900-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83900-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83900-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83900-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Счетчики газа барабанные с жидкостным затвором ВИКС (далее - счетчики газа) предназначены для измерений объема природного газа, пропана, бутана, их смеси, азота, воздуха и других газов и газовых сред.
Описание
Принцип действия счетчиков газа основан на том, что измеряемый газ при прохождении через счетчик последовательно заполняет специальные камеры барабана. Возникает перепад давления, который заставляет барабан вращаться. Один оборот барабана соответствует суммарному объему четырех камер, который называется циклический объем. Магнитная муфта, установленная на валу барабана, передает вращение на счетное устройство. Количество оборотов барабана преобразуется в суммарный объем газа, пропущенного через счетчик.
В моделях ВИКС значение объема прошедшего газа отображается на стрелочном циферблате и роликовом сумматоре. Модели счетчиков газа ВИКС-2.5, ВИКС-25 оснащены дополнительным стрелочным циферблатом.
Модели ВИКС-И оснащены цифровым модулем ВИКС-Интегратор. Значение объема прошедшего газа отображается на дисплее модуля ВИКС-Интегратор. В цифровой модуль встроено программное обеспечение «ВИКС-Интегратор». Модуль ВИКС-Интегратор может быть подключен к персональному компьютеру. Дополнительное автономное программное обеспечение «ПО ВИКС-Интегратор» позволяет получать данные со счетчика газа и управлять запуском измерений с персонального компьютера.
Счетчики газа ВИКС и ВИКС-И имеют встроенные индикаторные каналы для измерения температуры измеряемой среды и давления газа. При этом могут быть использованы как аналоговые, так и цифровые средства измерения, внесенные в Госреестр средств измерений РФ. Счетчики газа ВИКС-И допускают подключение цифровых датчиков температуры и давления к модулю ВИКС-Интегратор.
Счетчики газа ВИКС представлены 16 моделями: ВИКС-0.5, ВИКС-1, ВИКС-2, ВИКС-2.5, ВИКС-5, ВИКС-10, ВИКС-20, ВИКС-25, ВИКС-0.5-И, ВИКС-1-И, ВИКС-2-И, ВИКС-2.5-И, ВИКС-5-И, ВИКС-10-И, ВИКС-20-И, ВИКС-25-И. Модели отличаются по диапазону измерений, габаритным размерам и массе. Модели с «И» в названии отличаются от моделей без «И» наличием цифрового модуля ВИКС-Интегратор.
Пример:
ВИКС-0.5 (счетчик газа ВИКС, циклический объем 0.5 л)
ВИКС-5-И (счетчик газа ВИКС с цифровым интегратором, циклический объем 5 л)
На лицевой панели счетчиков газа нанесен зарегистрированный товарный знак FINDLAB (рисунок. 1).
Серийный номер наносится на наклейки на боковой стороне прибора (рисунок 4).
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и/или в паспорт.
Общий вид счетчиков газа показан на рисунке 2.
Место нанесения заводской пломбы приведено на рисунке 3.
Рисунок 1 - Место нанесения товарного знака
Общий вид счетчиков газа ВИКС-0.5, ВИКС-1, ВИКС-2, ВИКС-5, ВИКС-10, ВИКС-20
Общий вид счетчиков газа ВИКС-2.5, ВИКС-25
Общий вид счетчиков газа ВИКС-0.5-И, ВИКС-1-И, ВИКС-2-И, ВИКС-2.5-И, ВИКС-5-И, ВИКС-10-И, ВИКС-20-И, ВИКС-25-И
Рисунок 2 - Общий вид счетчиков газа ВИКС
Пломба
Рисунок 3 - Место нанесения заводской пломбы
Рисунок 4 - Место нанесения наклейки с серийным номером
Программное обеспечение
Программное обеспечение «ВИКС-Интегратор» встроено в цифровой модуль ВИКС-Интегратор, который является неотъемлемой частью моделей ВИКС-0.5-И, ВИКС-1-И, ВИКС-2-И, ВИКС-2.5-И, ВИКС-5-И, ВИКС-10-И, ВИКС-20-И, ВИКС-25-И.
Автономное программное обеспечение «ВИКС-Интегратор» для ОС Windows предназначено для использования с модулем «ВИКС-Интегратор» и служит для записи, сохранения данных и удаленного управления и настройки счетчиков газа с персонального компьютера.
Таблица 1 - Характеристики программного обеспечения.
Идентификационные данные (признаки)
Значения
Встроенное ПО
Автономное ПО
Идентификационное наименование
-
ПО «ВИКС Интегратор»
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.09
не ниже 2.2.21.0223
Цифровой идентификатор ПО
-
1fa3f5d3
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
-
CRC32
Примечание - Значения цифрового идентификатора ПО, приведённые в таблице, относятся к ПО указанной версии
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция СИ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО средства измерений и измерительную информацию.
Нормирование метрологических характеристик проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью счетчиков газа.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Модель
ВИКС-0.5/
ВИКС-0.5-И
ВИКС-1/ ВИКС-1-И
ВИКС-2/ ВИКС-2-И
ВИКС-2.5/
ВИКС-2.5-И
ВИКС-5/ ВИКС-5-И
ВИКС-10/
ВИКС-10-И
ВИКС-20/
ВИКС-20-И
ВИКС-25/
ВИКС-25-И
Минимальный расход газа Q min, дм3/ч
1
1
4
5
10
20
50
100
Максимальный расход газа Q max, ДМ3/ч
300
600
1200
1500
3000
6000
10000
12000
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема газа, %
±1,0
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Модель
ВИКС-0.5/
ВИКС-0.5-И
ВИКС-1/ ВИКС-1-И
ВИКС-2/ ВИКС-2-И
ВИКС-2.5/
ВИКС-2.5-И
ВИКС-5/ ВИКС-5-И
ВИКС-10/
ВИКС-10-И
ВИКС-20/
ВИКС-20-И
ВИКС-25/
ВИКС-25-И
Потеря давления при Q min, Па, не более
20
20
20
15
15
10
10
10
Потеря давления при Q max, Па, не более
120
120
120
120
120
150
200
200
Диапазон температуры измеряемой газовой среды, °С
от -55 до +140
Максимально-допустимое рабочее давление внутри корпуса, кПа
150
Диапазон температуры окружающей среды, °С
от -25 до +45
Диапазон относительной влажности, %
от 0 до 100
Атмосферное давление, кПа, не более
106,7
Габаритные размеры, мм, не более
Длина, мм
266
300
320
320
376
390
555
555
Ширина, мм
270
270
332
332
420
510
612
612
Высота, мм
230
230
290
290
413
564
657
657
Масса, кг не более
10
10
18
18
30
50
95
95
Маркировка взрывозащиты
2ExidIBT4GcX
Средняя наработка до отказа, ч
60000
Средний срок службы, лет
20
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом и на корпус счетчика методом наклейки.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность счетчиков газа
ВИКС
Наименование
Обозначение
ВИКС
ВИКС-И
Счетчик газа барабанный с жидкостным затвором
-
1 шт.
1 шт.
Модуль ВИКС-Интегратор
-
-
1 шт.
Комплект кабелей для соединения модуля ВИКС-Интегратор
-
-
1 комп.
Штуцеры для подключения газа
-
2 шт.
2 шт.
Паспорт
П 26.51.63-ОО1-ОКПО-2О2О
1 экз.
1 экз.
Руководство по эксплуатации
РЭ 26.51.63-ОО1-ОКПО-2О2О
1 экз.
1 экз.
Комплект кабелей для подключения к
ПК
-
-
По заказу
USB-флэш карта с ПО «ПО ВИКС-Интегратор»
-
По заказу
Сведения о методах измерений
приведены в разделах 9 «Подготовка перед применением» и 10 «Корректировка измеренного значения» руководства по эксплуатации РЭ 26.51.63-001-ОКПО-2020 «Счетчики газа барабанные с жидкостным затвором ВИКС».
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 29.12.2018 № 2825 об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений объемного и массового расходов газа.
ТУ-26.51.63-001-55901670-2020 «Технические условия. Барабанные счетчики газа с жидкостным затвором ВИКС»
[category] => Счетчики газа
[brand] => ООО "Прагматех", Ленинградская обл., Ломоносовский р-он, Квартал 2 (юж. ч. промзоны Горелово тер)
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 212
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 6
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 212
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Теплосчетчики
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83899-21
[name] => Теплосчетчики
[model] => СТУ-1
[brand_full] => Закрытое акционерное общество Фирма "ТЕСС-инжиниринг" (ЗАО Фирма "ТЕСС-инжиниринг"), г. Чебоксары
[preview_text] => Теплосчетчики СТУ-1 (далее - теплосчетчики) предназначены для измерения количества тепловой энергии, тепловой мощности, объемного (массового) расхода, объема (массы), температуры, давления теплоносителя в закрытых и открытых системах теплоснабжения, подпитки, холодного и горячего водоснабжения, температуры окружающего воздуха и интервалов времени.
[page_header] => Теплосчетчики СТУ-1
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0002.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0004.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0006.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0008.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0010.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0014.jpg
[7] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0016.jpg
[8] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0018.jpg
[9] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0020.jpg
[10] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0022.jpg
[11] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0024.jpg
[12] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0026.jpg
[13] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0028.jpg
[14] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0030.jpg
[15] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0031.jpg
[16] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0032.jpg
[17] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0033.jpg
[18] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0034.jpg
[19] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0035.jpg
[20] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0036.jpg
[21] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0038.jpg
[22] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0039.jpg
[23] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0042.jpg
[24] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0044.jpg
[25] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0045.jpg
[26] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0046.jpg
[27] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0047.jpg
[28] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0049.jpg
[29] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0050.jpg
[30] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0051.jpg
[31] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0052.jpg
[32] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0053.jpg
[33] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0054.jpg
[34] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0055.jpg
[35] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0056.jpg
[36] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0057.jpg
[37] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0058.jpg
[38] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0059.jpg
[39] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0060.jpg
[40] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0061.jpg
[41] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0062.jpg
[42] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0063.jpg
[43] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0064.jpg
[44] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0065.jpg
[45] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0066.jpg
[46] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0067.jpg
[47] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0068.jpg
[48] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0069.jpg
[49] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0071.jpg
[50] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0072.jpg
[51] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0073.jpg
[52] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0074.jpg
[53] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0075.jpg
[54] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0077.jpg
[55] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0079.jpg
[56] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0081.jpg
[57] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0083.jpg
[58] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0085.jpg
[59] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0087.jpg
[60] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0089.jpg
[61] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0091.jpg
[62] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0093.jpg
[63] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0095.jpg
[64] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0097.jpg
[65] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0099.jpg
[66] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0101.jpg
[67] => https://all-pribors.ru/pics/original/83899-21-0103.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83899-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83899-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83899-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83899-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Теплосчетчики СТУ-1 (далее - теплосчетчики) предназначены для измерения количества тепловой энергии, тепловой мощности, объемного (массового) расхода, объема (массы), температуры, давления теплоносителя в закрытых и открытых системах теплоснабжения, подпитки, холодного и горячего водоснабжения, температуры окружающего воздуха и интервалов времени.
Описание
Принцип действия теплосчетчиков СТУ-1 основан на измерении количества и параметров теплоносителя в закрытых и открытых системах теплоснабжения, подпитки, холодного и горячего водоснабжения, температуры окружающего воздуха, интервалов времени и последующем определении на их основе количества тепловой энергии, тепловой мощности в соответствии с установленными алгоритмами.
Электронный блок (ЭБ) теплосчетчиков формирует импульсы, поступающие на пьезоэлектрические преобразователи ПЭП1 (ПЭП3, ПЭП5, ПЭП7). Пьезопреобразователи преобразуют электрический импульс в акустический ультразвуковой импульс (УЗИ), излучаемый в измеряемую среду, например, по потоку. Задержанный ультразвуковой сигнал, полученный от пьезоэлектрических преобразователей ПЭП2 (ПЭП4, ПЭП6, ПЭП8), преобразуясь в электрический сигнал, поступает в ЭБ для обработки. Затем процесс измерения расхода повторяется с той разницей, что преобразователи ПЭП1 (ПЭП3, ПЭП5, ПЭП7) становятся приемниками УЗИ, а ПЭП2 (ПЭП4, ПЭП6, ПЭП8) - излучателями против потока. ЭБ измеряет время задержки распространения сигнала по и против потока, вычисляет мгновенный объемный и массовый расходы, накопленные объемы в м3 и в тоннах, формирует архив данных.
Величина температуры теплоносителя, полученная от платиновых преобразователей температуры ПТС1, ПТС2, ПТС3, ПТС4, ПТС5 или от цифровых преобразователей, поступает в ЭБ для обработки. Полученная информация преобразуется, отображается на ЖКИ и архивируется.
Величина избыточного давления, полученная от преобразователей давления ПД1, ПД2, ПД3, ПД4 в виде нормированных токовых сигналов 4-20 мА, 0,4-2,0 В, либо в виде цифрового сигнала I2C поступает в ЭБ, где преобразуется, отображается на ЖКИ, архивируется.
Полученная таким образом информация о массовом расходе, температуре и давлении используется для расчета тепловой мощности и количества тепловой энергии по соответствующему алгоритму.
Текущая, накопленная информация и значения программируемых параметров индицируются на ЖКИ и выводятся для внешних потребителей информации через встроенные интерфейсные порты USB, RS 232, RS 485, GSM/GPRS-модем, Bluetooth, сервер Ethernet, модуль LoRa (А, С).
Мгновенные величины расходов в виде импульсов напряжения поступают на частотно-импульсные выходные каналы ЧИС1, ЧИС2, ЧИС3, ЧИС4.
В зависимости от комплекта поставки, теплосчетчики СТУ-1 состоят из следующих составных частей: ультразвуковых преобразователей расхода (УПР), электронного блока (ЭБ), преобразователей температуры и давления, кабелей связи, встроенных портов RS 232, RS 485, Ethernet, GPRS, Bluetooth, LoRa.
В качестве преобразователей расхода применяются от одного до четырех ультразвуковых преобразователей расхода (УПР) или от одной до четырех пар монтируемых на поверхности трубопровода пьезоэлектрических преобразователей (ПЭП).
Электронный блок измеряет электрические импульсные сигналы, поступающие от УПР, нормированные сигналы постоянного тока, поступающие от датчиков давления, величину сопротивления, поступающую от преобразователей температуры, производит измерение интервалов времени, вычисление, индикацию, регистрацию, хранение и передачу значений параметров и количества теплоносителя, горячего и холодного водоснабжения, подпитки, тепловой энергии (мощности) в водяных системах теплоснабжения.
В качестве преобразователей температуры применяются платиновые термопреобразователи сопротивления c классом допуска А и В в соответствии с ГОСТ 6651-2009, либо цифровые преобразователи температуры.
В качестве преобразователей давления применяются средства измерений с выходным токовым сигналом или сигналом напряжения постоянного тока, соответствующие требованиям ГОСТ 22520-85, либо преобразователи давления с выходным цифровым сигналом I2C.
Теплосчетчики выпускаются четырех моделей: Модель 3М.1, Модель 3М.2, Модель 3М.3, Модель 3М.4, которые отличаются друг от друга количеством подключаемых ультразвуковых преобразователей расхода, преобразователей температуры,
преобразователей давления, а также возможностью подключения внешних счетчиков объема воды или расходомеров с импульсными или частотными выходами.
Общий вид и наименование теплосчетчиков приведены на рисунке 1.
СТУ-1 Модель 3М.1
тгпт
СТУ-1 Модель 3М.3 и 3М.4
Рисунок 1 - Общий вид и наименование теплосчетчиков
СТУ-1 Модель 3М.2
В зависимости от назначения, теплосчетчики выпускаются в разных модификациях и маркируются следующим образом:
Таблица 1 - Модификации теплосчетчиков__________________________________________________________________________
Модели
СТУ-1
Тип и количество подключаемых преобразователей
Интерфейс
УПР
ВС*)
ПТ*)
ПД’>
ЧИС
USB
RS 232*)
RS 485*)
GPRS*)
LoRa(A,Q*)
Ethernet*)
Модель 3М.1
1
2
2
—
1
+
—
+
-
+
+
Модель 3М.2
до 2
до 4
до 5
до 4
2
+
+
+
+
+
+
Модель 3М.3
до 4
до 2
до 5
до 4
4
+
+
+
+
+
+
Модель 3М.4
до 4
до 2
до 5
до 4
4
+
+
+
+
+
+
Примечания
USB - штатный;
RS 485 имеет гальваническую развязку;
УПР - ультразвуковые преобразователи расхода - измерительные участки для встроенных расходомеров;
ВС - подключаемые внешние водосчетчики или расходомеры с импульсными или частотными выходами;
ПТ - подключаемые преобразователи термосопротивления или цифровые преобразователи температуры;
ПД - подключаемые преобразователи давления с выходным токовым сигналом (4 - 20) мА, сигналом напряжения постоянного тока (0,4 - 2) В, или цифровым сигналом I2C;
ЧИС - числоимпульсные выходные сигналы, пропорциональные объемному расходу (функционируют только при калибровке УР).
*) Устанавливаются в соответствии с заказом.
Общий вид и наименование ультразвуковых преобразователей расхода, входящих в состав теплосчетчиков, приведены на рисунке 2.
УПР тип ТЕСС ПП15
УПР тип ТЕСС ПП14
УПР тип ТЕСС ПП12
УПР тип ТЕСС ПП13
УПР тип ТЕСС ПП11
Рисунок 2 - Общий вид и наименование УПР теплосчетчиков
Общий вид расположения акустических осей приведен на рисунке 3.
Врезка по диаметру
Врезка по двум диаметрам крест-накрест
Врезка по нижней хорде
Врезка по двум нижним хордам
Врезка по верхней и нижней хордам
Рисунок 3 - Общий вид расположения акустических осей теплосчетчиков
Общий вид и наименование ультразвуковых датчиков приведены на рисунке 4.
ПЭП 3-65 ПЭП 3-50 ПЭП 3-35 ПЭП 3-25 ПЭП 6-20 ПЭП 3-4
Рисунок 4 - Общий вид и наименование ультразвуковых датчиков теплосчетчиков
В качестве средств измерений температуры и разности температур измеряемой среды в составе теплосчетчиков могут применяться СИ, приведенные в таблице 2.
Таблица 2 - Средства измерений температуры и разности температур
Наименование СИ
Регистрационный номер
Обозначение НСХ
Класс допуска
Примечание
Сокращение на рисунке 5
Для измерений температуры и разности температур
Т ермопреобразователи сопротивления платиновые ТСП-К
65539-16
Pt 100
А, В
2 подобранных преобразователя
ТСП-К
Комплекты термопреобразователей сопротивления платиновых КТС-Б
43096-15
43096-20
Pt 100
А, В
2 подобранных преобразователя
КТС-Б
Комплекты термометров сопротивления платиновых для измерения разности температур КТСПР 001
41892-09
Pt 100
класс 1
класс 2
2 подобранных преобразователя
КТСПР 001
Комплекты термометров сопротивления из платины технических разностных КТПТР-01
46156-10
Pt 100, Pt 1000
А класс 1 класс 2
2 подобранных преобразователя
КТПТР-01
Комплекты термопреобразователей сопротивления КТСП-Н исп. 2, 6
38878-17
Pt 100
Pt 500
Pt 1000
А, В
2 подобранных преобразователя
КТСП-Н
1
2
3
4
5
6
Комплекты термопреобразователей сопротивления платиновых КТСПТВХ-В
24204-03
Pt 100, Pt 500
А, В
2 подобранных преобразователя
КТСПТВХ-В
Комплекты термопреобразователей сопротивления КДТС модификации 054
56651-14
Pt 100, Pt 500, Pt 1000
А, В
2 подобранных преобразователя
КДТС 054
Комплекты термометров сопротивления ТЭМ-110
40593-09
Pt 100
класс 1
класс 2
2 подобранных преобразователя
ТЭМ-110
Для измерений температуры
Т ермопреобразователи сопротивления «ВЗЛЕТ ТПС»
21278-11
Pt 100, Pt 500
А, В
В качестве Т5
ВЗЛЕТ ТПС
Преобразователи температуры DS18B20*)
23169-02
DS18B20
А, В
—
DS18B20
*) Цифровые преобразователи температуры DS18B20 применяются для технологических целей.
Общий вид и наименование средств измерений температуры и разности температур приведены на рисунке 4.
КТСПР-001
КТПТР-01
КТСП-Н
ТСП-К КТС-Б
ВЗЛЕТ ТПС
КТСПТВХ-В КДТС054 Pt 1000 ТЭМ 110
DS18B20
Рисунок 5 - Общий вид и наименование СИ температуры и разности температур
В качестве средств измерений избыточного давления измеряемой среды в составе теплосчетчиков могут применяться СИ, приведенные в таблице 3.
Таблица 3 - Средства измерений избыточного давления
Наименование СИ
Регистрационный номер
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности, %
Верхний предел измерений, МПа
Сокращение на рисунках 6 и 7
1
2
3
4
5
Датчики избыточного, вакуумметрического, абсолютного и дифференциального давления с электрическим выходным сигналом ДДМ-03, модель ДДМ-03-2500ДИ
42756-09
±0,25; ±0,5
2,5
ДДМ-03-2500-ДИ
Датчики давления ЭМИС-БАР
72888-18
от ±0,04 до ±1,5
69
ЭМИС-БАР
Датчики давления ИД, модификация ИД-И
26818-15
±0,1; ±1,0
60
ИД-И
Преобразователи давления измерительные СДВ, исполнение СДВ-И-2,5
28313-11
±0,25; ±0,5
2,5
СДВ-И-2,5
Преобразователи давления измерительные ОВЕН ПД100И
56246-14
±0,25; ±1,5
10
ОВЕН ПД100И
Преобразователи давления ПДТВХ-1
43646-10
±0,2; ±1,0
100
ПДТВХ-1
Преобразователи давления измерительные АИР-10
31654-14
±0,1
100
АИР-10
Преобразователи давления измерительные DMP 3XX, DMP 4XX, DMD 3XX, DS 2XX, DS 4XX, DMK 3XX, DMK 4XX, XACT i, DM 10, DPS 2XX, DPS 3XX, DPS+, HMP 331, HU 300
56795-14
от ±0,075 до ±1,5
600
DMP
Датчики давления серий DMP, DMD, XMD, DS, DMK, x|act, DM, Baroli, DPS, XMP, HU, 17.600G, 17.609, 18.600G, 18.601G, 18.605G, 26.600G, 30.600G
55983-13
от ±0,05 до ±1,5
600
DMP
Датчики давления тензорезистивные APZ, ALZ, AMZ, ASZ
62292-15
±0,25; ±0,5
60
APZ
Преобразователи давления измерительные MBS 1700, MBS 1750, MBS 3000, MBS 3050, MBS 33, MBS 3200, MBS 3250, MBS 4510
61533-15
±0,5; ±1,0
60
MBS
Преобразователи давления измерительные MBS 3300, MBS 3350, MBS 4003
56237-14
±0,5; ±1,0
60
MBS
Преобразователи (датчики) давления измерительные EJ*
59868-15
от ±0,025 до ±0,6
32
EJ*
Преобразователи давления измерительные JUMO dTRANS p02, JUMO dTRANS p02 DELTA, JUMO dTRANS p20, JUMO dTRANS p20 DELTA, JUMO DELOS
56239-14
от ±0,05 до ±0,5
100
JUMO
1
2
3
4
5
Датчики давления малогабаритные КОРУНД, исполнение КОРУНД-ДИ-001М
47336-16
±0,25; ±0,5
2,5
КОРУНД-ДИ-001М
Преобразователи давления измерительные ОВЕН ПД100
47586-11
±0,25; ±1,5
2,5
ОВЕН ПД100
Преобразователи давления измерительные БД ПД
77484-20
±0,25; ±1,0
4
БД ПД
Датчики давления ПД-25МПа-3В-ШМ с открытой мембраной1)
—
±1,0
25
Технологический
Датчики давления ПД-2,5МПа-3В1)
—
±1,0
2,5
Технологический
1) Датчики давления ПД-25МП технологических целей.
а-3В-ШМ и ПД-2,5МП
а-3В применяются для
Общий вид и наименование СИ избыточного давления, входящих в состав
теплосчетчиков, приведены на рисунках 6 и 7
СДВ-И-2,5 ОВЕН-ПД100И ПДТВХ-1
ДДМ-03-2500-ДИ ЭМИС БАР ИД-И
АИР 10
DMP
EJ*
APZ
MBS
Рисунок 6 - Общий вид и наименование СИ избыточного давления
JUMO
КОРУНД-ДИ-001М
ОВЕН ПД 100
БД ПД ПД-25МПа-3В-ШМ и
ПД-2,5МПа-3В
Рисунок 7 - Общий вид и наименование СИ избыточного давления
Перечень подключаемых к теплосчетчику внешних водосчетчиков и расходомеров с импульсными или частотными выходами приведен в таблице 4.
Таблица 4 - Внешние водосчетчики и расходомеры с импульсными или частотными
выходами
Наименование и тип средств измерений (СИ)
Регистрационный номер
Сокращение на рисунках 8, 9, 10
1
2
3
Расходомеры-счетчики ультразвуковые «ВЗЛЕТ МР»
28363-14
ВЗЛЕТ МР
Расходомеры-счетчики электромагнитные «ВЗЛЕТ ЭР»
20293-10
ВЗЛЕТ ЭР
Расходомеры-счетчики электромагнитные «ВЗЛЕТ ЭР» модификации «Лайт М»
52856-13
ВЗЛЕТ ЭР модификации «Лайт М»
Расходомеры-счетчики электромагнитные «ВЗЛЕТ ЭМ», модификация ПРОФИ
30333-10
ВЗЛЕТ ЭМ модификация ПРОФИ
Расходомеры-счетчики жидкости ультразвуковые КАРАТ
44424-10
КАРАТ
Преобразователи расхода электромагнитные
ЭМИР-ПРАМЕР-550
27104-08
ЭМИР-ПРАМЕР-550
Преобразователи расхода вихревые электромагнитные ВЭПС-Р
61872-15
ВЭПС-Р
Преобразователи расхода электромагнитные ПРЭМ
17858-11
ПРЭМ
Счетчики ультразвуковые «СУР-97»
16860-07
СУР-97
Расходомеры-счетчики электромагнитные РСМ-05 модификации РСМ-05.03, РСМ-05.05, РСМ-05.07
48755-11
РСМ-05
Расходомеры электромагнитные Питерфлоу РС
46814-11
Питерфлоу РС
Преобразователи расхода электромагнитные МастерФлоу, за исключением класса Э
31001-12
МастерФлоу
Преобразователи расхода вихревые электромагнитные ВПС
19650-10
ВПС
Расходомеры жидкости ультразвуковые двухканальные УРЖ2КМ
23363-12
УРЖ2КМ
Счетчики-расходомеры электромагнитные РМ-5 за исключением модификаций РМ-5-П, РМ-5-Э
20699-11
РМ-5
Общий вид и наименование внешних водосчетчиков и расходомеров с импульсными или частотными выходами, входящих в состав теплосчетчиков, приведены на рисунках 8, 9.
ВЗЛЕТ МР
ВЗЛЕТ ЭР
ВЗЛЕТ ЭМ, модификация ПРОФИ
КАРАТ
ВЗЛЕТ ЭР» модификации «Лайт М»
ЭМИР-ПРАМЕР-550
ПРЭМ
ВЭПС-Р
Рисунок 8 - Общий вид и наименование водосчетчиков и расходомеров с импульсными или частотными выходами
СУР-97 РСМ-05 Питерфлоу РС
ВПС
МастерФлоу
УРЖ2КМ
РМ-5
Рисунок 9 - Общий вид и наименование водосчетчиков и расходомеров с импульсными или частотными выходами
СТУ-1 Модель 3М.1 СТУ-1 Модель 3М.2 и 3М.3
Рисунок 10 - Общий вид и наименование электронных блоков
СТУ-1 Модель 3М.4
На табличку (шильдик) из анодированного алюминия способом металлографии наносится следующая информация:
- тип и модель теплосчетчиков;
- товарный знак предприятия-изготовителя;
- порядковый номер по системе нумерации предприятия-изготовителя (заводской номер);
- год изготовления;
- знак утверждения типа средства измерения;
- диапазон измерений температуры теплоносителя, °С;
- максимальное значение давления теплоносителя, МПа;
- надпись «Изготовлено в РФ».
Табличка (шильдик) крепится на корпусе электронного блока теплосчетчика в соответствии с рисунком 11.
Место установки шильдика на СТУ-1 Модель 3М.4
Место установки шильдика на СТУ-1 Модель 3М.1
Место установки шильдика на
СТУ-1 Модель 3М.2 и 3М.3
Рисунок 11 - Места установки шильдиков на теплосчетчик
Защита от несанкционированного доступа к настройкам теплосчетчиков осуществляется с помощью электронного шестиразрядного пароля и двух пломб, одна из которых установлена в чашке на печатной плате, вторая - на корпусе электронного блока. Средства измерений, входящие в состав теплосчетчиков, пломбируются в соответствии с описанием типа на конкретное средство измерений. Места пломбирования в целях предотвращения несанкционированного доступа к настройкам теплосчетчиков, в зависимости от его исполнения, представлены на рисунках 12 и 13.
Место установки пломбы на корпусе и печатной плате СТУ-1 Модель 3М.2 и 3М.3
Место установки пломбы
СТУ-1 Модель 3М.1
Место установки пломбы на корпусе
СТУ-1 Модель 3М.4
Рисунок 12 - Места установки пломбы на корпусе теплосчетчика
Рисунок 13 - Места установки пломбы на корпусе УПР
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) теплосчетчиков СТУ-1 по аппаратному обеспечению является встроенным. Преобразование измеряемых величин и обработка измерительных данных выполняется с использованием внутренних аппаратных и программных средств. ПО хранится в энергонезависимой памяти. Программная среда постоянна, отсутствуют средства и пользовательская оболочка для программирования или изменения ПО.
Программное обеспечение средства измерения разделено на:
- метрологически значимую часть;
- метрологически незначимую часть.
Разделение программного обеспечения выполнено внутри кода ПО на уровне языка программирования. К метрологически значимой части ПО относятся:
- программные модули, принимающие участие в обработке (расчетах) результатов измерений или влияющие на них;
- программные модули, осуществляющие отображение измерительной информации, её хранение, защиту ПО и данных;
- параметры ПО, участвующие в вычислениях и влияющие на результат измерений;
- компоненты защищенного интерфейса для обмена данными между средством измерения и внешними устройствами.
Метрологические характеристики теплосчетчиков нормированы с учетом влияния программного обеспечения.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» согласно Р 50.2.077-2014. На теплосчетчиках предусмотрена надежная защита от несанкционированных вмешательств в работу прибора, которые могут привести к искажению результатов измерений, а именно:
- введение соответствующего пароля;
- ведение архивов нештатных ситуаций и изменений с указанием времени и даты;
- механическое опломбирование, программирование теплосчетчиков может быть произведено только после вскрытия пломб на крышке корпуса теплосчетчиков.
Таблица 5 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
STU-3
Номер версии (идентификационный номер) ПО
4.018
Цифровой идентификатор ПО
4541
Технические характеристики
Таблица 6 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
1
2
Диапазон измерений объемного (массового) расхода теплоносителя, м3/ч (т/ч)
от 0,02 до 30000
Диапазон измерений температуры теплоносителя, °С
от 0 до 150
Наименьшее значение разности температур теплоносителя, °С
3
Наибольшее значение разности температур теплоносителя, °С
145
Пределы допускаемой относительной погрешности теплосчетчика при измерении разности температур, %
±(0,5 + 3^Л0min / Л0)
Диапазон измерений температуры холодной воды (подпитки), °С
от 0 до 50
Пределы допускаемой абсолютной погрешности теплосчетчиков при измерении температуры теплоносителя, °C
±(0,6 + О,ОО4-|0|)
Диапазон измерений избыточного давления теплоносителя, МПа*)
от 0 до 2,5
Пределы допускаемой приведенной погрешности теплосчетчиков при измерении давления, % от диапазона измерений
±2,0
Диапазон измерений тепловой энергии, ГДж (Гкал)
от 0 до 999999999
Пределы допускаемой относительной погрешности ЭБ при преобразовании входных сигналов и индикации, % - объемного (массового) расхода
- объема (массы)
- времени распространения ультразвуковых импульсов
±0,5
±0,6
±0,4
Пределы допускаемой абсолютной погрешности ЭБ при преобразовании входных сигналов и индикации, °С - температуры теплоносителя
- разности температур теплоносителя
±0,1 ±0,03
Пределы допускаемой приведенной к верхнему пределу измерений погрешности ЭБ при преобразовании входных сигналов и индикации избыточного давления, %
±0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности ЭБ при вычислении тепловой мощности и количества тепловой энергии, %
±(0,5 + Л0min / Л0)
1
2
Пределы допускаемой относительной погрешности теплосчетчиков при измерении объема и объемного расхода теплоносителя в водяных системах теплоснабжения, %
- для УПР с врезкой ПЭП по диаметру, %
- для УПР с врезкой ПЭП по одной хорде, %
- для УПР с врезкой ПЭП по двум хордам, %
- для УПР с врезкой ПЭП по двум хордам (DN 80 - DN 1000), %
qs / 10 < q < qs
qt < q < qs / 10
qi < q < qt
- для СТУ-1 Модель 3М.1
±2 ±1,75 ±1,5
±0,75 ±1,0 ±1,5
±(2 + 0,02-qs /q), но не более ±5 %
- для подключаемых внешних водосчетчиков или расходомеров с импульсными или частотными выходами
±(1 + 0,01- qs / q), но не более ±3,5 %
±(2 + 0,02-qs /q), но не более ±5 %
Пределы допускаемой относительной погрешности теплосчетчиков при измерении тепловой энергии в закрытых водяных системах теплоснабжения, %
- для УПР с врезкой ПЭП по диаметру, %
- для УПР с врезкой ПЭП по одной хорде, %
- для УПР с врезкой ПЭП по двум хордам, %
- для УПР с врезкой ПЭП по двум хордам (DN 80 - DN 1000), %
qs / 10 < q < qs
qt < q < qs / 10
qi < q < qt
- для СТУ-1 Модель 3М.1
- для подключаемых внешних водосчетчиков или расходомеров с импульсными или частотными выходами
класс 2: ±(3 + 4^Л0min /Л0) класс 2 ±(2,75 + 4^Л0min /Л0) класс 2 ±(2,5 + 4^Л0min /Л0) класс 1: ±(2,75 + 4^Л0min /Л0) ±(3 + 4^Л0min /Л0) ±(3,5 + 4^Л0min /Л0) класс 2: ±(3 + 4^Л0min /Л0 + + 0,02- qs / q) класс 1: ±(2 + 4^Л0min /Л0 + + 0,01- qs / q) класс 2: ±(3 + 4^Л0min /Л0 + + 0,02- qs / q)
Пределы допускаемой относительной погрешности теплосчетчиков при измерении интервалов времени, %
±0,01
*) Диапазон измерений зависит от комплекта поставки, характеризуется метрологическими и техническими характеристиками средств измерений, входящих в состав теплосчетчика, указывается в паспорте теплосчетчика СТУ-1 и не превышает диапазона измерений, указанного в данной таблице.
Сокращения:
А0min - минимальное значение разности температур, оС;
А0 - разность температур измеряемой среды, оС;
qs - значение максимального расхода измеряемой среды, м3/ч;
qt - значение переходного расхода измеряемой среды, м3/ч;
qi - значение минимального расхода измеряемой среды, м3/ч;
q - значение измеренного расхода измеряемой среды, м3/ч.
Таблица 7 - Диапазоны измерений объемного расхода ультразвуковых преобразователей расхода в составе теплосчетчиков
Номинальный диаметр DN
15
20
25
32
40
50
65
80
100
150
200
Максимальный расход, qs, м3/ч
(3,5) 6,5
(5) 10
(8) 20
(11) 30
(15) 45
(22) 75
127
192
300
675
1200
Переходный расход, qt, м3/ч
(0,12) 0,2
(0,24) 0,35
(0,36) 0,5
(0,44) 0,7
(0,7) 1,0
(0,9) 1,5
2,0
2,7
3,4
7,4
11
Минимальный расход, qi, м3/ч
(0,03) 0,05
(0,06) 0,08
(0,1) 0,13
(0,16) 0,2
(0,2) 0,3
(0,3) 0,5
0,8
1,3
2,0
4,5
8,0
Для трубопроводов с номинальными диаметрами от 250 до 1 qs, qt, qi, м3/ч, определяются по формулам:
qs = 0,03 • DN2,
qt = 0,0006 • DN2,
qi = 0,0002 • DN2, где DN - номинальный внутренний диаметр УПР или трубопровода, »
000 мм включительно дм.
Примечания
1 Диаметры УПР могут быть разными.
2 Значения в скобках - для УПР типа ПП11, ПП12, ПП14, значения без скобок - для УПР типа ПП15.
3 СТУ-1 Модель М3.1 комплектуется УПР типа ТЕСС ПП11 с DN от 15 до 50 мм включительно.
Таблица 8 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
1
2
Диапазон измерений объема (массы) теплоносителя, м3 (т)
от 0 до 999999999
Диапазон измерений температуры окружающего воздуха, °С
от -50 до +50
- посуточный, месяцев
- месячный, года
- количество записей в архиве диагностической информации
12
3
512
Измеряемая среда
вода
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц - напряжение постоянного тока, В
от 187 до 242
50 ± 1
3,6; 12
Потребляемая мощность в активном режиме, В\Л, не более
0,03
Габаритные размеры электронного блока, мм, не более - высота - ширина - длина
190
178
70
Масса электронного блока, кг, не более
0,7
1
2
Условия эксплуатации теплосчетчиков:
- температуры окружающей среды, °С
- относительная влажность окружающей среды, %
- атмосферное давление, кПа
от +5 до +50 от 30 до 80 от 84 до 106,7
Средний срок службы, лет
12
Примечание - Габаритные размеры и масса теплосчетчиков зависят от размера и массы средств измерений и комплектующих, входящих в комплект теплосчетчиков
Знак утверждения типа
наносится способом металлографии на табличку (шильдик) из анодированного алюминия, которая крепится на лицевой стороне корпуса теплосчетчика, и в центре титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 9 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
1
2
3
Теплосчетчик в составе:
- ультразвуковой преобразователь расхода
- подключаемые внешние водосчетчики или расходомеры с импульсными или частотными выходами
- преобразователь температуры
- преобразователь давления
СТУ-1
—
—
— —
1 шт.
1, 2, 3, 4*)
0, 1, 2, 3, 4*)
2, 4, 5*)
2, 4*)
Паспорт
ТЕСС 00.30.04 ПС
1 экз.
Руководство по эксплуатации
ТЕСС 00.30.04 РЭ
1 экз.
*) Тип и количество ультразвуковых преобразователей расхода, температуры и давления, подключаемых внешних водосчетчиков или расходомеров с импульсными или частотными выходами определяются в соответствии с заказом.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 4 «Устройство и работа» документа «Теплосчетчики СТУ-1. Руководство по эксплуатации. ТЕСС 00.030.04 РЭ».
Нормативные документы
Правила коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, утвержденные Постановлением Правительства Российской Федерации от 18 ноября 2013 г. № 1034
Методика осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, утвержденная приказом Минстроя России от 17 марта 2014 г. № 99/пр (зарегистрирован Минюстом России 12 сентября 2014 г., регистрационный № 34040)
ГОСТ Р 51649-2014 Теплосчетчики для водяных систем теплоснабжения. Общие технические условия
ГОСТ Р ЕН 1434-1-2011 Теплосчетчики. Часть 1. Общие требования
ТЕСС 00.030.04 ТУ Теплосчетчики СТУ-1. Технические условия
[category] => Теплосчетчики
[brand] => ЗАО фирма "ТЕСС-Инжиниринг", г.Чебоксары
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 110
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 110
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе выхода газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Капитоновскую ГКС среднего давления
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83902-21
[name] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе выхода газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Капитоновскую ГКС среднего давления
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Завод нефтегазового оборудования "ТЕХНОВЕК" (ООО "Завод НГО "ТЕХНОВЕК"), г. Воткинск, Удмуртская Республика
[preview_text] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (далее -СНГ) на трубопроводе выхода газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Каптиновскую ГКС среднего давления (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода СНГ, приведенного к стандартным условиям, определения параметров СНГ, отображения и регистрации результатов измерений СНГ на выходе с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления.
[page_header] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе выхода газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Капитоновскую ГКС среднего давления
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83902-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83902-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83902-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83902-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (далее -СНГ) на трубопроводе выхода газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Каптиновскую ГКС среднего давления (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода СНГ, приведенного к стандартным условиям, определения параметров СНГ, отображения и регистрации результатов измерений СНГ на выходе с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления.
Описание
Конструктивно СИКГ состоит из одной измерительной (ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На ИЛ установлены следующие основные средства измерений (СИ):
- расходомер-счетчик газа ультразвуковой ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ)
(регистрационный номер в федеральном информационном фонде 73894-19);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА3 (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 32854-13);
- преобразователь температуры Метран-280, Метран-280-Ех модели Метран-286 (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 23410-13).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят вычислитель УВП-280, модификации УВП-280А.01 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13). Вычислитель состоит из блока вычислений (далее - БВ) и периферийного интерфейсного контроллера (далее - ПИК). ПИК обеспечивает преобразование выходных электрических сигналов от подключаемых к нему первичных преобразователей в цифровой код, который далее поступает в БВ. БВ обеспечивает обработку результатов измерений, хранение полученной информации работу с внешними устройствами и индикацию результатов измерений и вычислений на показывающем устройстве. Вычисление физико-химических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...50С) К при давлениях до 15 МПа», расчет объема газа, приведенного к стандартным условиям.
Средства измерений в составе СИКГ, эксплуатируются в обогреваемых термочехлах, СОИ размещается в отпаливаемом помещении операторной.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.
СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема газа в рабочих условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м3/ч);
- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) вычислитель УВП-280 (далее -вычислитель) обеспечивает реализацию функций вычислителя.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Идентификационные данные программного обеспечения вычислителя УВП-280 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО вычислителя УВП-280
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО вычислителей УВП-280
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3.13
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)
4DF582B6
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
CRC32
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
свободный нефтяной газ
Диапазон измерений расхода газа в рабочих условиях, м3/ч
от 133,12 до 666,67
Диапазон измерений расхода газа в стандартных условиях, м3/ч
от 1176 до 5404
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
3,0
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С
от +10 до +30
Рабочий диапазон давления газа, МПа (изб)
от 0,7 до 1
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц
380 / 220
50
Габаритные характеристики СИКГ, мм, не более: - высота - ширина - длина
3100
2700
10500
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды в термочехлах, °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от +10 до +42 95 от 90 до 110
Средний срок службы, лет
16
Средняя наработка на отказ, ч
140000
Режим работы СИКГ
непрерывный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе выхода газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Каптиновскую ГКС среднего давления, заводской номер 46.
—
1 шт.
«Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Капитоновскую ГКС среднего давления. Паспорт»
Т-СИКГ-1-Б-1,0-
150-5404-О-УХЛ ПС
1 экз.
Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе выхода газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Капитоновскую ГКС среднего давления. Методика поверки»
НА.ГНМЦ.0578-21 МП
1 экз.
Сведения о методах измерений
МН 1071-2020 «ГСИ. Объем свободного нефтяного газа. Методика измерений системой измерений количества измерений и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе выхода газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Капитоновскую ГКС среднего давления АО Оренбургнефть», утверждена АО «Нефтеавтоматика», свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-078/03-2020, номер в реестре ФР.1.29.2021.39075.
Нормативные документы
Постановление Правительства от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении
перечня измерений, относящихся к сфере Государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
[category] =>
[brand] => ООО "Завод нефтегазового оборудования "ТЕХНОВЕК", г.Воткинск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 46
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод "Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83901-21
[name] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод "Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Завод нефтегазового оборудования "ТЕХНОВЕК" (ООО "Завод НГО "ТЕХНОВЕК"), г. Воткинск, Удмуртская Республика
[preview_text] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод «Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ» (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода свободного нефтяного газа (СНГ), приведённого к стандартным условиям, определения параметров СНГ, отображения и регистрации результатов измерений СНГ на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод «Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ».
[page_header] => Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод "Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83901-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83901-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83901-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83901-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод «Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ» (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода свободного нефтяного газа (СНГ), приведённого к стандартным условиям, определения параметров СНГ, отображения и регистрации результатов измерений СНГ на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод «Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ».
Описание
Конструктивно СИКГ состоит из одной измерительной (ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На ИЛ установлены следующие основные средства измерений (СИ):
- расходомер-счетчик газа ультразвуковой ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ)
(регистрационный номер в федеральном информационном фонде 73894-19);
- датчик давления Метран-150 мод. Метран-150TА3 (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 32854-13);
- преобразователь температуры Метран-280, Метран-280-Ех модели Метран-286 (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 23410-13).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят вычислитель УВП-280, модификации УВП-280А.01 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13). Вычислитель состоит из блока вычислений (далее - БВ) и периферийного интерфейсного контроллера (далее - ПИК). ПИК обеспечивает преобразование выходных электрических сигналов от подключаемых к нему первичных преобразователей в цифровой код, который далее поступает в БВ. БВ обеспечивает обработку результатов измерений, хранение полученной информации работу с внешними устройствами и индикацию результатов измерений и вычислений на показывающем устройстве. Вычисление физико-химических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...500 К при давлениях до 15 МПа», расчет объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.
Средства измерений в составе СИКГ, эксплуатируются в обогреваемых термочехлах, СОИ размещается в отпаливаемом помещении операторной.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.
СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение объема газа в рабочих условиях (м3/ч);
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м3/ч);
- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) вычислитель УВП-280 обеспечивает реализацию функций вычислителя.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Идентификационные данные программного обеспечения вычислителя УВП-280 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО вычислителя УВП-280
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО вычислителей УВП-280
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3.13
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)
4DF582B6
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
CRC32
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
свободный нефтяной газ
Диапазон измерений расхода газа в рабочих условиях, м3/ч
от 18,4 до 217
Диапазон измерений расхода газа в стандартных условиях, м3/ч
от 504 до 5404
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %
3,0
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С
от 9 до 20
Рабочий диапазон давления газа, МПа (изб.)
от 2,05 до 2,2
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики
Значение
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц
380 / 220
50
Габаритные размеры СИКГ, мм, не более: - высота
- ширина
- длина
3000
1800
10000
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от +10 до +42 95 от 90 до 110
Средний срок службы, лет
16
Средняя наработка на отказ, ч
140000
Режим работы СИКГ
непрерывный, постоянный
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерений количества и параметров
свободного нефтяного газа на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС
среднего давления в газопровод «Вахитовская ГКС-
Загорская УКПНГ», заводской номер 47
—
1 шт.
«Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод «Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ». Паспорт»
Т-СИКГ-1-Б-2,2-
150-5181-О-УХЛ ПС
1 экз.
Сведения о методах измерений
МН 1072-2020 «ГСИ. Объем свободного нефтяного газа. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод «Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ» АО Оренбургнефть», утверждена АО «Нефтеавтоматика», свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-079/03-2020, номер в реестре ФР.1.29.2021.39497.
Нормативные документы
Постановление Правительства от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении
перечня измерений, относящихся к сфере Государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
[category] =>
[brand] => ООО "Завод нефтегазового оборудования "ТЕХНОВЕК", г.Воткинск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 47
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83903-21
[name] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
[model] => РГС-25
[brand_full] => ЗМК им. С. Орджоникидзе (изготовлен в 1959 г.), г. Челябинск
[preview_text] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-25 предназначен для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-25
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83903-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83903-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83903-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83903-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83903-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83903-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-25 предназначен для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуара - стальной горизонтальный цилиндрический, номинальной
вместимостью 25 м3 подземного расположения.
Принцип действия резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-25 основан на заполнении его нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-25 представляет собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с коническими днищами.
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.
Заводской номер резервуара наносится типографским способом в паспорт.
Резервуар РГС-25 с заводским номером 401 расположен по адресу: Омская область, г. Омск, ул. Транссибирская, 18 ООО «ТЗК Омск (Центральный)».
Общий вид резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-25, представлен на рисунках 1, 2.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид резервуара РГС-25
Рисунок 2 - Общий вид резервуара РГС-25
Пломбирование резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-25 не предусмотрено.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики________________________________________
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
25
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %
±0,25
Т абл ица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
30
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Т абл ица 3- Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-25
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в паспорте на резервуар пункт 8.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => Челябинский завод металлоконструкций им. С.Орджоникидзе, г. Челябинск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 401
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83895-21
[name] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
[model] => РГС-80
[brand_full] => Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал Акционерного общества "Транснефть - Верхняя Волга" (Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть - Верхняя Волга"), г. Нижний Новгород
[preview_text] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-80 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-80
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83895-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83895-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83895-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83895-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83895-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83895-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-80 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуаров - стальные горизонтальные цилиндрические, номинальной вместимостью 80 м3.
Принцип действия резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-80 основан на заполнении их нефтью и нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-80 представляют собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами. По наружной поверхности резервуары теплоизолированы слоем минеральной ваты и покрыты
оцинкованным листом.
Резервуары оборудованы смотровой площадкой с лестницей и ограждениями
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.
Заводские номера наносятся аэрографическим способом на обшивку резервуара (рисунки 1, 2).
Резервуары РГС-80 с заводскими номерами 03, 04 расположены по адресу: Курганская область, Юргамышский район, п. Новый Мир, ЛПДС «Юргамыш», Курганское НУ АО «Транснефть - Урал».
Общий вид резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-80 представлен на рисунках 1, 2.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид резервуара РГС-80 с заводским номером 03
Рисунок 2 - Общий вид резервуара РГС-80 с заводским номером 04
Пломбирование резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-80 не предусмотрено.
Программное обеспечение отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
80
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %
±0,25
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
50
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-80
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть-Верхняя Волга", г.Великие Луки
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 03, 04
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 6
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 6
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Ротаметры медицинские газовые с местными показаниями
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83898-21
[name] => Ротаметры медицинские газовые с местными показаниями
[model] => "РМГ"
[brand_full] => Акционерное общество "Альтернативная Наука" (АО "Альтернативная Наука"), Ленинградская область, Волосовский р-он, п. Кикерино
[preview_text] => Ротаметры медицинские газовые с местными показаниями «РМГ» (далее - ротаметры) предназначены для измерений объемного расхода потоков газа при работе с наркозными аппаратами и аппаратурой искусственной вентиляции легких.
[page_header] => Ротаметры медицинские газовые с местными показаниями "РМГ"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83898-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83898-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83898-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83898-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83898-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Ротаметры медицинские газовые с местными показаниями «РМГ» (далее - ротаметры) предназначены для измерений объемного расхода потоков газа при работе с наркозными аппаратами и аппаратурой искусственной вентиляции легких.
Описание
Принцип действия ротаметров основан на измерении высоты подъема поплавка в рабочей среде по конической трубке, установленной вертикально. Под действием потока газа поплавок перемещается. При достижении равновесия сил, действующих на поплавок, последний устанавливается на высоте, соответствующей определенному значению расхода газа. Шкала ротаметра нанесена на наружной поверхности конусной трубки и отградуирована в единицах объемного расхода газа (л/мин).
Ротаметр состоит из конусной прозрачной трубки, внутри которой находится поплавок. Перемещение поплавка ограничивается сверху и снизу резиновыми втулками. Эти же втулки служат уплотняющими элементами при установке ротаметра в аппаратуру Материалы, используемые в ротаметрах: трубка - поликарбонат, поплавок - фторопласт.
В зависимости от измеряемых газов ротаметры имеют модификации: РМГ-20В для измерения расхода воздуха и РМГ-20К для измерения расхода кислорода.
Нанесение знака поверки на ротаметр не предусмотрено.
Общий вид ротаметров представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид ротаметров медицинских газовых с местными показаниями «РМГ»
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характе
мистики
Обозначение модификации ротаметра
Измеряемая среда
Диапазон измерения, л/мин
Пределы допускаемой погрешности, приведенной к верхнему пределу измерений, %
Вариация показаний, %
РМГ-20В
воздух
От 1,0 до 20,0
± 4,0
± 4,0
РМГ-20К
кислород
От 1,0 до 20,0
± 4,0
± 4,0
Таблица 2- Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Максимальное рабочее давление, МПа
0,15
Потеря давления при Qmax, МПа, не более
0,001
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, оС
- относительная влажность, %
- атмосферное давление, кПа
От +10 до +30
От 30 до 80 От 84,0 до 106,7
Средняя наработка на отказ, циклов, не менее
40000
Средний срок службы, лет
6
Габаритные размеры:
- диаметр поликарбонатной трубки, мм, не более
- длина, мм, не более
- масса, г, не более
РМГ-20В
РМГ-20К
16 140 20
Знак утверждения типа
наносится на ротаметр в виде наклейки и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность ротаметра
Наименование
Обозначение
Количество
Ротаметр
РМГ
1 шт.
Руководство по эксплуатации
ГАКЕ 69.00.00 РЭ
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в п.4.1 руководства по эксплуатации ГАКЕ 69.00.00 РЭ.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 2825 от 29.12.2018 г. Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений объемного и массового расходов газа
ТУ 9444-012-16793014-2006 Ротаметры медицинские газовые с местными показаниями «РМГ». Технические условия
[category] => Ротаметры
[brand] => ЗАО "Альтернативная Наука", г.С.-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 9004
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 2
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 9004
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83896-21
[name] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
[model] => РГС-10
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Октябрьский завод нефтепромыслового оборудования" (ООО "Ознпо"), Республика Башкортостан, г. Октябрьский
[preview_text] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-10 предназначен для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-10
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83896-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83896-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83896-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83896-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83896-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83896-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-10 предназначен для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуара - стальной горизонтальный цилиндрический, номинальной вместимостью 10 м3 подземного расположения.
Принцип действия резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-10 основан на заполнении его нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-10 представляет собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами.
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные устройства.
Заводской номер наносится на маркировочную табличку резервуара (рисунок 1).
Резервуар РГС-10 с заводским номером 24 расположен по адресу: Курганская область, Щучанский район, п. Медведское, ЛПДС «Медведское», Курганское НУ АО «Транснефть -Урал».
Общий вид резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-10 представлен на рисунках 2, 3.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Место нанесения заводского номера
Рисунок 2 - Общий вид резервуара РГС-10
Рисунок 3 - Общий вид эскиза резервуара РГС-10
Пломбирование резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-10 не предусмотрено.
Программное обеспечение отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
10
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %
±0,25
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
30
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-10
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ОЗНПО АНК "Башнефть", г.Октябрьский
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 24
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ГК "Промресурс"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83897-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ГК "Промресурс"
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "АтомЭнергоСбыт" (АО "АтомЭнергоСбыт"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ГК «Промресурс» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ГК "Промресурс"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83897-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83897-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83897-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83897-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ГК «Промресурс» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. Количество измерительных каналов 9.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по и многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО) ПК «Энергосфера», устройство синхронизации времени УСВ-3, автоматизированные рабочие места (АРМ).
Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по вторичным цепям 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приёма-передачи данных по поступает на второй уровень системы (ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК АИИС КУЭ с использованием протоколов передачи данных TCP/IP.
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит УСВ-3, которое синхронизировано с национальной шкалой времени UTC (SU) по сигналам ГЛОНАСС.
Сравнение шкалы времени сервера БД и УСВ-3 происходит непрерывно. Синхронизация сервера БД и УСВ осуществляется при каждом цикле сравнения независимо от величины расхождения шкал времени сервера БД и УСВ. Коррекция шкалы времени счетчиков выполняется при достижении расхождения со шкалой времени сервера БД равного или более 2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.
Факты коррекции времени отражаются в соответствующих журналах событий.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ в виде цифрового обозначения, заводские номера средств измерений уровней ИИК, ИВК, идентификационные обозначения элементов уровня ИВК указаны в формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО П
С Энергосфера»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
MD5
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
Номер и наименование ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УССВ/
Сервер
1
2
3
4
5
1
ТП-1775 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. Ввод Т1
ТТИ-А
Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 28139-12 W1335(A, B, С)
-
Меркурий 230
ART-03 PQR-SIDN
Кл.т. 0,5S/ 1,0 Рег. № 23345-07
УСВ-3 Рег. № 64242-16 /, HP Proliant DL320e
Gen8v2
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
2
ТП-1775 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч. Ввод Т2
ТТИ-А
Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 28139-12 (А, B, С)
-
Меркурий 230
ART-03 PQR-SIDN
Кл.т. 0,5S/ 1,0 Рег. № 23345-07
УСВ-3 Рег. № 64242-16 /, HP Proliant DL320e Gen8v2
3
ТП-168 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. № 5 Ввод
Т1
T-0,66 У3
Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 9504-84 (А, B, С)
-
СЭТ-4ТМ.03М.09 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
4
ТП-168 10/0,4кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч. № 8 Ввод Т2
T-0,66 У3
Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 9504-84 (А, B, С)
-
СЭТ-4ТМ.03М.09 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
5
ТП-0352 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. № 2 Ввод
Т1
T-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 36382-07 (А, B, С)
-
Меркурий 230 ART-03 PQCSIGDN 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
6
ТП-0352 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч. № 6 Ввод Т2
T-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 36382-07 (А, B, С)
-
Меркурий 230 ART-03 PQCSIGDN 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
7
ТП-332 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. № 7, КЛ-10 кВ
ТПОЛ
Кл.т. 0,5 50/5
Рег. № 47958-11 (А, С)
НОЛП (1)
Кл.т. 0,5 10000/100
Рег. № 27112-04 (А, С)
Меркурий 230 ART-00 PQR-SIGDN 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
8
ТП-332 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч. № 8, КЛ-10 кВ
ТПОЛ
Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 47958-11 (А, С)
НОЛП (2)
Кл.т. 0,5 10 000/100 Рег. № 27112-04 (А, С)
Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07
9
ТП-839 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. № 4; КЛ-0,4к В
Т-0,66 У3
Кл.т. 0,5 100/5
Рег. № 71031-18 (А, B, С)
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.10 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
Продолжение таблицы 2___________________________________________________________
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение, указанных в таблице 2, метрологических характеристик.
Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа.
2 Допускается замена сервера на модель с аналогичными характеристиками.
3 (1) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного
канала № 7.
4 (2) — Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 8.
5 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИК
Вид электроэнергии
Границы основной погрешности (±5), %
Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %
1-6, 9
Активная Реактивная
0,9
2,3
3,7
5,9
7, 8
Активная Реактивная
1,1
2,7
3,7
6,0
Примечания:
1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество ИК
9
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности температура окружающей среды, °С
от 98 до 102
от 5 до 120
0,9
от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности, cosф
температура окружающей среды для ТТ и ТН °С
температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С
температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С
от 90 до 110
от 1 (5) до 120
0,5 инд до 0,8 емк
от -45 до +40
от -10 до +35 от -10 до +35 от +10 до +35
Продолжение таблицы 4
1
2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.09:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
2
для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.10:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для счетчиков Меркурий 230ART:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
150000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для УСВ-3:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
2
для сервера:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
256554
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
1
Глубина хранения информации:
счетчики СЭТ-4ТМ.03М.09:
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее
114
- при отключении питания, лет, не менее
12
счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК.10:
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее
170
- при отключении питания, лет, не менее
10
счетчики Меркурий 230ART:
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее
85
- при отключении питания, лет, не менее
10
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений обеспечивается:
- резервированием каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
испытательной коробки;
сервера БД.
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой подписи);
установка пароля на счетчик и сервер БД.
Знак утверждения типа
Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра печатным способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт.
1
2
3
Трансформатор тока измерительный на номинальное напряжение 0,66 кВ
ТТИ-А
6
Трансформатор тока
T-0,66 У3
9
Трансформатор тока
T-0,66 М У3
6
Трансформатор тока проходной
ТПОЛ
4
Трансформатор напряжения
НОЛП
4
Счетчик электрической энергии трехфазный статический
Меркурий 230ART
6
Счетчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М.09
2
Счетчик электрической энергии многофункциональный
ПСЧ-4ТМ.05МК.10
1
Устройство синхронизации времени
УСВ-3
1
Сервер
HP Proliant
1
ПО
ПК «Энергосфера»
1
Паспорт-формуляр
КАЭС.411711.АИИС.107 ПФ
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО ГК «Промресурс», аттестованном ФБУ «Курский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.312287 от 09.08.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => АО "АтомЭнергоСбыт", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 07-2020
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 5
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 5
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Котовской ВЭС
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83893-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Котовской ВЭС
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Прософт-Системы" (ООО "Прософт-Системы"), Свердловская обл., г. Екатеринбург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Котовской ВЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Котовской ВЭС
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83893-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83893-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83893-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83893-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Котовской ВЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, и нарастающим итогом на начало расчетного периода, средне интервальной мощности;
- формирование данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- обработку, формирование и передачу результатов измерений в XML-формате по электронной почте КО и внешним организациям с электронной подписью;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Лист № 2
Всего листов 13
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включает в себя устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), блоки коррекции времени ЭНКС-2, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, серверы баз данных
(далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера» и технические средства обеспечения электропитания.
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежным субъектам ОРЭ.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
- средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводной линии связи на верхний уровень системы (сервер АИИС КУЭ), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерения до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется с АРМ, с использованием электронной подписи (далее - ЭП), с помощью электронной почты по каналу связи через сеть Интернет по протоколу TCP/IP в соответствии с Приложением 11.1.1. «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК.
СОЕВ включает в себя устройства синхронизации системного времени (далее - УССВ) в виде блоков коррекции времени ЭНКС-2, подключенных к основному и резервному УСПД, встроенные часы УСПД, серверов и счетчиков.
УССВ синхронизирует собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС/GPS, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Время часов УСПД сихронизировано с сигналами точного времени от подключенного УССВ, коррекция времени УСПД с временем УССВ осуществляется при расхождении более чем на ±1 с.
УСПД обеспечивает автоматическую коррекцию часов серверов и счетчиков по интерфейсу Ethernet / RS-485.
Сравнение времени сервера с временем УСПД осуществляется при каждом опросе, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция времени сервера происходит при расхождении с временем УСПД более чем на ±1 с.
Сравнение времени сервера с временем УСПД осуществляется при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с временем УСПД более чем на ±1 с.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД/ УССВ
Основная погрешность, %
Погрешность в рабочих условиях, %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Котовская ВЭС, РП-35 кВ, 1СШ 35 кВ, яч.2
KSOH2713 (4МС4-90) Кл. т. 0,2S Ктт 800/5 Рег. № 70798-18
GBE40,5 (4MT40,5) Кл. т. 0,5
Ктн 35000:^3/100:^3
Рег. № 50639-12
A1805RAL-P4GB-
DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-19 / ЭНКС-2 Рег. № 37328-15
активная
реактивная
±1,0
±2,0
±3,4
±6,0
2
Котовская ВЭС, РП-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч.7
KSOH2713 (4МС4-90) Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 70798-18
GBE40,5 (4MT40,5) Кл. т. 0,5
Ктн 35000:^3/100:^3
Рег. № 50639-12
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±1,0
±2,0
±3,4
±6,0
3
Котовская ВЭС, ВЭУ-1, АВ-1 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-1
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
4
Котовская ВЭС, ВЭУ-2, АВ-2 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-2
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
5
Котовская ВЭС, ВЭУ-3, АВ-3 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-3
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-19 / ЭНКС-2 Рег. № 37328-15
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
6
Котовская ВЭС, ВЭУ-4, АВ-4 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-4
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
7
Котовская ВЭС, ВЭУ-5, АВ-5 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-5
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
8
Котовская ВЭС, ВЭУ-6, АВ-6 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-6
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
9
Котовская ВЭС, ВЭУ-7, АВ-7 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-7
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
10
Котовская ВЭС, ВЭУ-8, АВ-8 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-8
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
11
Котовская ВЭС, ВЭУ-9, АВ-9 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-9
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
12
Котовская ВЭС, ВЭУ-10, АВ-10 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-10
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
13
Котовская ВЭС, ВЭУ-11, АВ-11 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-11
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-19 / ЭНКС-2 Рег. № 37328-15
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
14
Котовская ВЭС, ВЭУ-12, АВ-12 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ
ГТ-12
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
15
Котовская ВЭС, ВЭУ-13, АВ-13 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-13
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
16
Котовская ВЭС, ВЭУ-14, АВ-14 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-14
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
17
Котовская ВЭС, ВЭУ-15, АВ-15 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-15
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
18
Котовская ВЭС, ВЭУ-16, АВ-16 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-16
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
19
Котовская ВЭС, ВЭУ-17, АВ-17 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-17
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
20
Котовская ВЭС, ВЭУ-18, АВ-18 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-18
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
21
Котовская ВЭС, ВЭУ-19, АВ-19 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-19
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-19 / ЭНКС-2 Рег. № 37328-15
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
22
Котовская ВЭС, ВЭУ-20, АВ-20 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-20
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
23
Котовская ВЭС, ВЭУ-21, АВ-21 0,72 кВ, ввод 0,72 кВ ГТ-21
LGU55X170 Кл. т. 0,2S Ктт 5000/1 Рег. № 73409-18
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
Кл. т. 0,5 Ктн 720:^3/100:^3 Рег. № 79783-20
A1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
±5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана при cos ф = 0,8 инд, 1=0,02^1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °C до +65 °C.
4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6. Допускается замена УСПД и УССВ на однотипный утвержденного типа. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
23
Нормальные условия:
- параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos ф
- температура окружающей среды, C
99 до 101
100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25
Условия эксплуатации:
- параметры сети:
- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, C
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков электроэнергии, C
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, C
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, C
- температура окружающей среды в месте расположения УССВ, C
от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк от 49,5 до 50,5 от 0 до +40
от -40 до +65
от +10 до +35 от +10 до +35 от +10 до +35
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
- Счетчики электроэнергии:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
- УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более - Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
- УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
120000 2
350000 0,5
70000 1
35000 0,5
Глубина хранения информации
- Счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
- УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее
- Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
300 30
45
10
3,5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика электроэнергии:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал УСПД:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- журнал сервера:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счётчика электроэнергии;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счётчика электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количест во
Трансформаторы тока
KSOH2713 (4МС4-90)
6 шт.
Трансформаторы тока
LGU55X170
63 шт.
Трансформаторы напряжения
GBE40,5 (4MT40,5)
6 шт.
Трансформаторы напряжения
ЗНОЛ-СВЭЛ-0,66
63 шт.
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
A1805RAL-P4GB-DW-4
2 шт.
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
A1802RAL-P4GB-DW-4
21 шт.
Устройства сбора и передачи данных
ЭКОМ-3000
2 шт.
Блоки коррекции времени
ЭНКС-2
2 шт.
Программное обеспечение
ПК «Энергосфера»
1 шт.
Паспорт-формуляр
55181848.422222.894 ПФ
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Котовской ВЭС, аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
[category] =>
[brand] => ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 894
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Системы комплексного автоматизированного налива
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83894-21
[name] => Системы комплексного автоматизированного налива
[model] => "СКАН"
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Эмерсон" (ООО "Эмерсон"), г. Москва
[preview_text] => Системы комплексного автоматизированного налива «СКАН» (далее - СКАН, системы) предназначены для автоматизированных измерений массы и объема отпускаемой дозы нефтепродуктов и других жидкостей (далее - жидкость) в автоцистерны, железнодорожные цистерны или другие емкости, а также управления процессом налива и слива при проведении учетно-расчетных операций.
[page_header] => Системы комплексного автоматизированного налива "СКАН"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83894-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83894-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83894-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83894-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83894-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83894-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Системы комплексного автоматизированного налива «СКАН» (далее - СКАН, системы) предназначены для автоматизированных измерений массы и объема отпускаемой дозы нефтепродуктов и других жидкостей (далее - жидкость) в автоцистерны, железнодорожные цистерны или другие емкости, а также управления процессом налива и слива при проведении учетно-расчетных операций.
Описание
Принцип работы СКАН основан на прямом методе динамических измерений массы и объема жидкости в потоке.
Система с помощью электронасоса производит процесс налива жидкости, производительность налива обеспечивается электромагнитным клапаном. Во время налива производится измерение массы и объема жидкости измерительным модулем (ИМ), измеренные значения передаются по цифровому выходному сигналу в модуль управления наливом (МУН). МУН производит обработку поступающих сигналов в реальном времени и формирует управляющие сигналы на электронасос, электромагнитный клапан, технологическое оборудование, а также отображение параметров жидкости при каждом наливе на автоматизированном рабочем месте оператора налива (далее - АРМ) и посте управления кнопочном с устройством отсчетным показывающим. Кнопочный пост служит для передачи информации о готовности к приему и остановки налива в аварийных и критических ситуациях.
СКАН может выпускаться в общепромышленном и взрывозащищенном исполнении.
СКАН состоит из:
- измерительного модуля (ИМ);
- модуля управления наливом (МУН);
- насосного модуля;
- устройств доступа на цистерну;
- устройств налива;
- устройств слива;
- автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора;
- пульта управления;
- вспомогательного оборудования.
Общий вид СКАН представлен на рисунке 1.
Условное обозначение СКАН:
Перечень счетчиков-расходомеров массовых (СРМ), которыми может комплектоваться ИМ СКАН, приведен в таблице 1, измерительная информация по цифровому выходному сигналу передается в МУН.
Таблица 1
Исполнение
Наименование СИ
Рег. № в ФИФ
1
2
3
СКАН Х1 Х2 . Хз Х4 - Х5 - ... - Х7 - Х8 Х9 Х10
MME
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion (первичный преобразователь - модель CMFS, CMF; электронный преобразователь -модель 1500, 1700, 2200, 2400, 2500, 2700, 3300, 3350, 3500, 3700, 5700).
45115-16
71393-18
MMF
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion (первичный преобразователь - модель F; электронный преобразователь - модель 1500, 1700, 2200, 2400, 2500, 2700, 3300, 3350, 3500, 3700, 5700).
Дополнительно для отображения параметров измеряемой среды (температуры, давления, плотности) к МУН в зависимости от комплектации могут подключаться средства измерений давления и температуры с цифровым или аналоговым выходным сигналом постоянного тока 4-20 мА, а также средства измерений плотности с цифровым выходным сигналом.
Перечень средств измерений давления, температуры и плотности, которыми может комплектоваться СКАН, представлен в таблице 2.
Таблица 2
Наименование СИ
Рег. № в ФИФ
1
2
Преобразователи давления измерительные 3051S
66525-17
24116-13
Преобразователи давления измерительные 2088
60993-15
Датчики давления Метран-150
32854-13
Датчики давления Метран-75
48186-11
Датчики давления Метран-55
18375-08
Преобразователи давления измерительные 3051
14061-15
Преобразователи давления измерительные 2051
56419-14
74232-19
Датчики температуры Rosemount 644, Rosemount 3144Р
63889-16
Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р
56381-14
Датчики температуры Rosemount 248
49085-12
Преобразователи измерительные Rosemount 248
48988-12
53265-13
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065
53211-13
Преобразователи плотности и расхода CDM
63515-16
Плотномеры ПЛОТ-3
20270-12
МУН служит для управления функциональными блоками СКАН. Основным элементом МУН является управляющий контроллер. Перечень управляющих контроллеров, которыми может комплектоваться МУН в зависимости от исполнения СКАН приведен в таблице 3.
Таблица 3
Исполнение
Наименование СИ
Рег. № в ФИФ
1
2
3
СКАН Х1 Х2 . Хэ Х4 — Х5 — Х6 — Х7 — Х8 ... Х10
0
Без контроллера
-
1
Контроллеры серии ROC 800
59616-15
2
Контроллеры измерительные FloBoss S600+
64224-16
3
Контроллеры измерительные серии FloBoss серии: FloBoss 103, FloBoss 107
60921-15
59616-15
4
Контроллеры-дозаторы DL8000
44643-10
5
Комплексы измерительно-управляющие «ДельтаВ»
75006-19
64420-16
Продолжение таблицы 3
1
2
3
6
Комплексы измерительно-управляющие «DeltaV»
75006-19
7
Комплексы измерительно-вычислительные «АБАК+» (ЗАО НИЦ «ИНКОМСИСТЕМ»
52866-13
8
Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 ООО "Системы Нефть и Газ")
75139-19
Данные контроллеры функционируют в соответствии с заложенными в них алгоритмами - резидентным программным обеспечением.
МУН обеспечивает:
- управление, контроль работы и защиту технологического оборудования системы налива;
- учет количества отгруженного продукта;
- аварийное закрытие запорной арматуры и отключение насоса при возникновении аварийных ситуаций.
АРМ представляет собой персональный компьютер с установленным на него программным обеспечением. АРМ обеспечивает:
- управление режимом выдачи;
- отображение информации о заданной и отпущенной дозе, а также о параметрах измеряемой среды;
- сбор и обработку измерительной информации;
- накопление суммарных данных об измеренном количестве жидкости;
- передачу результатов измерений.
Для исключения возможности непреднамеренных и преднамеренных изменений измерительной информации СИ, входящие в состав системы, пломбируется в соответствии с эксплуатационной документацией на них. Схемы пломбировки системы от
несанкционированного доступа представлены на рисунках 2-3.
Заводские номера СКАН состоят из сочетания арабских цифр нарастающим итогом по системе нумерации предприятия-изготовителя, нанесены на металлическую табличку с помощью металлографической печати (металлографии) или гравировки, табличка с наименованием системы и заводским номером крепится на раму системы. Место расположения заводского номера системы и знака утверждения типа приведено на рисунке 3.
Знак поверки наносится в паспорт или свидетельство.
Рисунок 1 - Общий вид СКАН
Место нанесения пломбы эксплуатирующей организацией или изготовителя
Заводской номер системы и знак утверждения
типа
Рисунок 2 - Пломба поверителя, препятству- Рисунок 3 - Место нанесения пломбы эксплуа-ющая демонтажу СРМ тирующей организацией или изготовителем на
шкаф управления и расположения таблички с заводским номером и знака утверждения типа
Программное обеспечение
СКАН имеют следующее программное обеспечение:
- Резидентное программное обеспечение (РПО), которое установлено в СИ, применяемых в составе СКАН. Данное ПО в процессе эксплуатации СКАН не может быть модифицировано, идентификационные данные РПО и уровень защиты в соответствии с описанием типа на данные СИ.
- Внешнее программное обеспечение (ВПО), которое устанавливается на АРМ. Данное ПО защищено с помощью авторизации пользователя, паролей и ведения журнала событий.
Нормирование метрологических характеристик СКАН проведено с учетом влияния ПО.
Уровень защиты внешнего программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ВПО приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Идентификационные данные ВПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование
АРМ СКАН
Номер версии (идентификационный номер)
не ниже 1.0
Цифровой идентификатор
-
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 5 и 6.
Таблица 5 - Метрологические характеристики_________________________________________
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений массового расхода жидкости, т/ч1)
от 10 до 500
Минимальная доза выдачи
- при измерении объема жидкости, л
- при измерении массы жидкости, кг
500
500
Пределы допускаемой относительной погрешности, %2) - измерений массы жидкости
- измерений объема жидкости
±0,15; ±0,20; ±0,25
±0,25; ±0,30; ±0,35
Диапазон измерений температуры жидкости, °С1)
от -45 до +180
Диапазон измерений избыточного давления жидкости, МПа1)
от 0 до 2,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры жидкости, °С2)
±0,5; ±0,75; ±1,0
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления жидкости при дозировании, %2)
±0,3; ±0,5; ±1,0
1) Приведен максимальный диапазон измерений для систем, конкретное значение указывается в паспорте на СКАН.
2) Указан ряд установленных значений в технической документации изготовителя, конкретное значение указывается в паспорте на СКАН.
Таблица 6 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
1
2
Диаметр условного прохода, мм, не более
150
Условия эксплуатации:
- плотность измеряемой жидкости, кг/м3
- температура окружающей среды, °С:
- исполнение У
- исполнения УХЛ; ХЛ*
- влажность окружающей среды, %, не более
- атмосферное давление, кПа
от 300 до 3000
от -45 до +40 от -60 до +40 75
от 84 до 106,7
Напряжение электрического питания от сети переменного тока с частотой (50±1) Гц, В
220:22; 380:38
Средний срок службы, лет
10
* Обеспечивается наличием взрывозащищенных обогревателей на местах установки средств измерений или применением СИ специального исполнения
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Таблица 7 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Система комплексного автоматизированного налива СКАН
-
1 шт.
Электрическое оборудование
1 шт.
Запасные части изготовителя СКАН и покупных изделий
1 компл.
Руководство по эксплуатации
СКАН ХХ. ХХ-Х-Х-Х-ХХХ РЭ*
1 экз**.
Паспорт
СКАН ХХ. ХХ-Х-Х-Х-ХХХ ПС*
1 экз.
Методика поверки
МЦКЛ.0317.МП
1 экз.**
* Обозначение документа зависит от комплектации СКАН.
* * Допускается поставка на электронном носителе.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 9 руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходом жидкости»
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ТУ 26.51.52.130-001-45030398-2020 Системы комплексного автоматизированного налива «СКАН». Технические условия
[category] =>
[brand] => ООО "Эмерсон", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Полуприцеп-цистерна
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83892-21
[name] => Полуприцеп-цистерна
[model] => THOMPSON CARMICHAEL PT44/3
[brand_full] => Фирма "THOMPSON CARMICHAEL", Великобритания
[preview_text] => Полуприцеп-цистерна THOMPSON CARMICHAEL PT44/3 (далее по тексту - ППЦ) предназначена для измерений объема, транспортирования светлых нефтепродуктов по дорогам общего пользования, с твердым покрытием и с учетом разрешенной нагрузки на оси.
[page_header] => Полуприцеп-цистерна THOMPSON CARMICHAEL PT44/3
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83892-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83892-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83892-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83892-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83892-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83892-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83892-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Полуприцеп-цистерна THOMPSON CARMICHAEL PT44/3 (далее по тексту - ППЦ) предназначена для измерений объема, транспортирования светлых нефтепродуктов по дорогам общего пользования, с твердым покрытием и с учетом разрешенной нагрузки на оси.
Описание
Принцип действия ППЦ основан на заполнении их нефтепродуктом до указателя уровня налива, соответствующего определенному объему нефтепродукта. Слив нефтепродукта производится самотеком.
ППЦ является транспортной мерой полной вместимости. ППЦ представляет собой алюминиевую сварную цистерну, состоящую из пяти секций. Внутри цистерны имеются перегородки-волнорезы с отверстиями-лазами. Горловины секций выполнены в виде круглой формы. Указатели уровня налива находятся в полости цистерны.
Технологическое оборудование ППЦ предназначено для операций налива-слива нефтепродуктов и включает в себя:
- съемную крышку горловины с заливным люком и дыхательным клапаном;
- клапан донный;
- кран шаровой;
- рукава напорно-всасывающие;
Таблички с заводскими номерами прикреплены с помощью заклепывания и расположены сбоку цистерны, заводские номера выбиты ударно-точечным способом. Возможность прочтения и сохранность номера в процессе эксплуатации обеспечивается нанесением его на табличку ударно-точечным способом.
На боковых сторонах и сзади цистерна имеет надпись «ОГНЕОПАСНО», знак ограничения скорости и знаки с информационными табличками для обозначения транспортного средства, перевозящего опасный груз.
Общий вид ППЦ представлен на рисунке 1. Место пломбирования ППЦ и нанесения знака поверки показаны на рисунке 2а и 2б.
Рисунок 1 - Общий вид полуприцепа-цистерны THOMPSON CARMICHAEL PT44/3.
Место нанесения
знака поверки
Рисунок 2а - Место нанесения знака поверки полуприцепа-цистерны THOMPSON CARMICHAEL PT44/3
Место пломбировки
Рисунок 2б - Место пломбирования полуприцепа-цистерны THOMPSON CARMICHAEL PT44/3
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, дм3
32000
Номинальная вместимость секций, дм3
- 1-я секция
7500
- 2-я секция
7500
- 3-я секция
5600
- 4-я секция
5700
- 5-я секция
5700
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %
±0,40
Количество секций, шт.
5
Полная масса, кг, не более
37750
Габаритные размеры, мм, не более
9900x2550x1700
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от - 40 до +50
- относительная влажность при температуре 20 °С, %
не более 80
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
аблица 3 - Комплектность средств измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Полуприцеп-цистерна (зав.№ SA9PT443001056651)
THOMPSON CARMICHAEL PT44/3
1 шт.
Руководство по эксплуатации
00.00.000 РЭ
1 экз.
Паспорт
—
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в подразделе 2.3 руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
[category] =>
[brand] => Фирма "Thompson Carmichael", Великобритания
[country] => СОЕДИНЕННОЕ КОРОЛЕВСТВО
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => SA9PT443001056651
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 16
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 3
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 16
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Полуприцеп-цистерна
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83891-21
[name] => Полуприцеп-цистерна
[model] => BNT DROMECH CNK324
[brand_full] => Фирма "BNT DROMECH", Польша
[preview_text] => Полуприцеп-цистерна BNT DROMECH CNK324 (далее по тексту - ППЦ) предназначена для измерений объема, транспортирования светлых нефтепродуктов по дорогам общего пользования, с твердым покрытием и с учетом разрешенной нагрузки на оси.
[page_header] => Полуприцеп-цистерна BNT DROMECH CNK324
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83891-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83891-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83891-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83891-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83891-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83891-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Полуприцеп-цистерна BNT DROMECH CNK324 (далее по тексту - ППЦ) предназначена для измерений объема, транспортирования светлых нефтепродуктов по дорогам общего пользования, с твердым покрытием и с учетом разрешенной нагрузки на оси.
Описание
Принцип действия ППЦ основан на заполнении их нефтепродуктом до указателя уровня налива, соответствующего определенному объему нефтепродукта. Слив нефтепродукта производится самотеком.
ППЦ состоит из алюминиевой сварной цистерны цилиндрической формы, состоящая из обечайки и двух эллиптических днищ, ограничивающих емкость с торцов, а так же перегородок, разделяющих емкость на 4 изолированных отсека. Для гашения гидравлических ударов во время движения, внутри отсеков цистерны установлены волнорезы с отверстиями-лазами. ППЦ является транспортной мерой полной вместимости.
В верхней части каждой секции ППЦ приварена заливная горловина с установленным указателем уровня налива. В каждой секции смонтированы донные клапаны для слива нефтепродуктов самотеком. Горловины секций выполнены в виде круглой формы. Таблички с заводскими номерами прикреплены с помощью заклепывания и расположены сбоку цистерны, заводские номера выбиты ударно -точечным способом. Возможность прочтения и сохранность номера в процессе эксплуатации обеспечивается нанесением его на табличку ударно-точечным способом.
Технологическое оборудование предназначено для операций налива-слива нефтепродуктов и включает в себя: заливную горловину с указателем уровня налива, съемную крышку горловины с заливным люком и дыхательным клапаном, клапан донный, кран шаровой, рукава напорно-всасывающие.
На боковых сторонах и сзади цистерна имеет надпись «ОГНЕОПАСНО», знаки с информационными табличками для обозначения транспортного средства, перевозящего опасный груз.
Общий вид ППЦ представлен на рисунке 1. Схема пломбировки для защиты от несанкционированного изменения положения уровня налива, обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунке 2.
Рисунок 1 - Общий вид полуприцепа-цистерны BNT DROMECH CNK324.
Указатель уровня налива
Место нанесения
знака поверки
Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного изменения положения уровня налива, обозначение места нанесения знака поверки полуприцепа-цистерны BNT DROMECH CNK324
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, дм3
31850
Номинальная вместимость секций, дм3 - 1-я секция
10450
- 2-я секция
6750
- 3-я секция
7550
- 4-я секция
7100
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %
±0,40
Количество секций, шт.
4
Полная масса, кг, не более
34000
Габаритные размеры, ДхШхВ, мм, не более
10400 х 2500 х 3100
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от - 40 до +50
- относительная влажность при температуре 20 °С, %
не более 80
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средств измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Полуприцеп-цистерна (зав.№SV9CNK320YDDR1686)
BNT DROMECH CNK324
1 шт.
Руководство по эксплуатации
00.00.000 РЭ
1 экз.
Паспорт
—
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в подразделе 2.3 руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
[category] =>
[brand] => Zaklad Produkcyjno - Uslugowy DROMECH S.C., Польша
[country] => ПОЛЬША
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => SV9CNK320YDDR1686
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Автоцистерны
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83885-21
[name] => Автоцистерны
[model] => УСТ 54530N
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Урал СТ" (ООО "Урал СТ"), Челябинская обл., г. Миасс
[preview_text] => Автоцистерны УСТ 54530N (далее - АЦ) предназначены для измерения объема нефтепродуктов.
[page_header] => Автоцистерны УСТ 54530N
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83885-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83885-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83885-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83885-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83885-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83885-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Автоцистерны УСТ 54530N (далее - АЦ) предназначены для измерения объема нефтепродуктов.
Описание
Принцип работы АЦ основан на заполнении ее нефтепродуктом до указателя уровня, соответствующего определенному объему нефтепродукта. Слив нефтепродукта осуществляется самотеком или с помощью насоса.
АЦ представляет собой сварную цистерну с чемоданообразным поперечным сечением. Внутри цистерны установлены волнорезы.
Технологическое оборудование предназначено для выполнения операций налива-слива нефтепродуктов и включает в себя:
- горловину с указателем уровня, люком и дыхательным клапаном;
- сливной патрубок оборудованный задвижкой.
На боковых сторонах и сзади АЦ имеет надпись «ОГНЕОПАСНО», знак ограничения скорости и знаки с информационными табличками для обозначения транспортного средства, перевозящего опасный груз. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, маркировочную табличку и заклепку крепящую указатель уровня налива. Действительное значение вместимости автоцистерны указывается на табличке, закрепленной на бортике возле горловины. Запорные механизмы крышки заливных горловин и сливных патрубков автоцистерны подлежат пломбировке. Заводской номер указан на информационной табличке и в паспорте.
На рисунках 1 и 2 представлен общий вид АЦ.
Рисунок 1 - Общий вид АЦ с заводским номером 938
Рисунок 2 - Общий вид АЦ с заводским номером 939
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, дм3
10000
Пределы допускаемой относительной погрешности ТМ, %
± 0,4
Разность между номинальной и действительной вместимостью ТМ, %, не более
± 2,0
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
- температуры окружающего воздуха, °С
- атмосферное давление, кПа
от -50 до +50 от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится информационную табличку фотохимическим способом и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Автоцистерны
УСТ 54530N
1
Паспорт
1
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 8 паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 «Об утверждении Государственной
поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
[category] => Цистерны
[brand] => ООО "УралСпецТранс", г.Миасс
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 938, 939
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 11
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83890-21
[name] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
[model] => РГС-25
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Октябрьский завод нефтепромыслового оборудования" (ООО "Ознпо"), Республика Башкортостан, г. Октябрьский
[preview_text] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-25 предназначен для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-25
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83890-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83890-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83890-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83890-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83890-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83890-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-25 предназначен для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуара - стальной горизонтальный цилиндрический, номинальной вместимостью 25 м3 подземного расположения.
Принцип действия резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-25 основан на заполнении его нефтью и нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-25 представляет собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами.
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные устройства.
Заводской номер наносится на табличку с информацией о резервуаре (рисунок 1).
Резервуар РГС-25 с заводским номером 23 расположен по адресу: Челябинская область, г. Миасс, п. Ленинск, ЛПДС «Ленинск», Челябинское НУ АО «Транснефть - Урал».
Общий вид резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-25 представлен на рисунках 2, 3.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Место нанесения заводского номера
Рисунок 2 - Общий вид резервуара РГС-25
Рисунок 3 - Общий вид эскиза резервуара РГС-25
Пломбирование резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-25 не предусмотрено.
Программное обеспечение отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
25
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %
±0,25
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
30
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-25
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ОЗНПО АНК "Башнефть", г.Октябрьский
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 23
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83886-21
[name] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
[model] => Р-75Н
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Челябгазстройкомплект" (ООО "ЧГСК"), г. Челябинск
[preview_text] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические Р-75Н предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические Р-75Н
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83886-21-0005.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83886-21-0000.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83886-21-0001.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83886-21-0002.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83886-21-0003.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/83886-21-0004.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/83886-21-0006.jpg
[7] => https://all-pribors.ru/pics/original/83886-21-0007.jpg
[8] => https://all-pribors.ru/pics/original/83886-21-0008.jpg
[9] => https://all-pribors.ru/pics/original/83886-21-0009.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83886-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83886-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83886-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83886-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические Р-75Н предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуаров - стальные горизонтальные цилиндрические, номинальной вместимостью 75 м3.
Принцип действия резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических Р-75Н основан на заполнении их нефтью и нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические Р-75Н представляют собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с коническими днищами.
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.
Заводские номера резервуаров наносятся типографским способом в паспорт резервуара и ударным способом на металлический шильдик резервуара (рисунки 1, 2, 3, 4, 5).
Резервуары Р-75Н с заводскими номерами 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40 расположены по адресу: 169900, Республика Коми, г. Воркута, ул. Усинская, район ВПП Воркутинского авиапредприятия, склад ГСМ ФГКУ «ОААО».
Общий вид резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических Р-75Н, представлен на рисунках 6, 7, 8, 9, 10.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 2 - Место нанесения заводских номеров
Рисунок 3 - Место нанесения заводских номеров
Рисунок 5 - Место нанесения заводских номеров
Рисунок 7 - Общий вид резервуаров Р-75Н
Рисунок 8 - Общий вид резервуаров Р-75Н
Рисунок 9 - Общий вид резервуаров Р-75Н
Рисунок 10 - Общий вид резервуаров Р-75Н
Пломбирование резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических Р-75Н не предусмотрено.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
75
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (геометрический метод), %
±0,25
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
10
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
Р-75Н
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в пункте 8 паспорта на резервуар
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ООО "Челябгазстройкомплект" (ООО "ЧГСК"), г. Челябинск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 20
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 20
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83888-21
[name] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
[model] => РГС-8
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Туймазынипинефть" (ООО "Туймазынипинефть"), Республика Башкортостан, Туймазинский р-н, с. Старые Туймазы
[preview_text] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-8 предназначен для измерений объема конденсата газового стабильного или смеси газоконденсатной, а также приема конденсата газового стабильного или смеси газоконденсатной, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-8
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83888-21-0001.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83888-21-0000.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83888-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83888-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83888-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83888-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83888-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-8 предназначен для измерений объема конденсата газового стабильного или смеси газоконденсатной, а также приема конденсата газового стабильного или смеси газоконденсатной, хранения и отпуска.
Описание
Принцип действия резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-8 основан на заполнении его конденсатом газовым стабильным или смесью газоконденсатной до определенного уровня, соответствующего объему конденсата газового стабильного или смеси газоконденсатной согласно градуировочной таблице резервуара.
Тип резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-8 - подземный.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-8 представляет собой сварной металлический сосуд в форме горизонтального цилиндра, оборудованный приемораздаточными устройствами и люками.
Заполнение и выдача конденсата газового стабильного или смеси газоконденсатной осуществляется через приемно-раздаточные устройства.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-8 расположен на территории Товарно-сырьевой базы 1 (ТСБ-1) АО «Газпромнефть-ОНПЗ» СИМКГС, Омская область, г. Омск.
Эскиз резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-8 представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Эскиз резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-8.
Горловины и замерной люк резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-8 представлены на рисунке 2.
Рисунок 2 - Горловины и замерной люк резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-8.
Заводской номер резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-8 представлен на рисунке 3.
Рисунок 3 - Заводской номер резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-8.
Пломбирование резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-8 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке резервуара и в градуировочной таблице на листах в местах подписи поверителя.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
8
Пределы допускаемой относительной погрешности вместимости резервуара, %
±0,20
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
Конденсат газовый стабильный ГОСТ Р 54389-2011, СТО 73157577-01-2006;
смесь газоконденсатная ТУ 38.401-58-335-2003
Габаритные размеры, мм - высота
- диаметр
3350
2000
Диапазон температуры окружающего воздуха, °С
от - 60 до + 100
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование и условные обозначения
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-8, зав. № 881275471003
-
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 «Методика измерений» паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ООО "Туймазынипинефть", с. Старые Туймазы, Республика Башкортостан
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 881275471003
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83887-21
[name] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
[model] => РГС-12
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Туймазынипинефть" (ООО "Туймазынипинефть"), Республика Башкортостан, Туймазинский р-н, с. Старые Туймазы
[preview_text] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 предназначен для измерений объема нефти, а также приема нефти, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83887-21-0001.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83887-21-0000.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83887-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83887-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83887-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83887-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83887-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 предназначен для измерений объема нефти, а также приема нефти, хранения и отпуска.
Описание
Принцип действия резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 основан на заполнении его нефтью до определенного уровня, соответствующего объему нефтью согласно градуировочной таблице резервуара.
Тип резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 - подземный.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 представляет собой сварной металлический сосуд в форме горизонтального цилиндра, оборудованный приемораздаточными устройствами и люками.
Заполнение и выдача нефтью осуществляется через приемно-раздаточные устройства.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 расположен на территории Товарно-сырьевая база 2 (ТСБ-2) АО «Газпромнефть-ОНПЗ» СИМН, Омская область, г. Омск.
Эскиз резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Эскиз резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5.
Горловины и замерной люк резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 представлены на рисунке 2.
Рисунок 2 - Горловины и замерной люк резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5.
Заводской номер резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 представлен на рисунке 3.
Рисунок 3 - Заводской номер резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5.
Пломбирование резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-12,5 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке резервуара и в градуировочной таблице на листах в местах подписи поверителя.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
12,5
Пределы допускаемой относительной погрешности вместимости резервуара, %
±0,20
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочая среда
нефть
Габаритные размеры, мм - высота - диаметр
3350
2000
Диапазон температуры окружающего воздуха, °С
от - 60 до + 100
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование и условные обозначения
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-12,5, зав. № 881275471004
-
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 «Методика измерений» паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта №256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ООО "Туймазынипинефть", с. Старые Туймазы, Республика Башкортостан
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 881275471004
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83889-21
[name] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
[model] => РГС-10
[brand_full] => Акционерное общество "Миасский Машиностроительный Завод" (АО "ММЗ"), Челябинская обл., г. Миасс
[preview_text] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-10 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-10
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83889-21-0001.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83889-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83889-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83889-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83889-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83889-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-10 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуаров - стальные горизонтальные цилиндрические, номинальной вместимостью 10 м3.
Принцип действия резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-10 основан на заполнении их нефтью и нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-10 представляют собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами. По наружной поверхности резервуары теплоизолированы слоем минеральной ваты и покрыты
оцинкованным листом.
Резервуары оборудованы смотровой площадкой с лестницей и ограждениями
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.
Заводские номера наносятся аэрографическим способом на обшивку резервуара (рисунок 1).
Резервуары РГС-10 с заводскими номерами 1, 2 расположены по адресу: Челябинская область, Еткульский район, с. Еткуль, ЛПДС «Еткуль», Челябинское НУ АО «Транснефть -Урал».
Общий вид резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-10 представлен на рисунке 2.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Места нанесения заводских номеров
Рисунок 2 - Общий вид резервуаров РГС-10
Пломбирование резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-10 не предусмотрено.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
10
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %
±0,25
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
30
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-10
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в пункте 8 паспорта на резервуар
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => АО "Миасский машиностроительный завод", г.Миасс
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 1, 2
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83884-21
[name] => Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические
[model] => РГС-50
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью Машиностроительный Холдинг "Нефтемаш" (ООО МХ "Нефтемаш"), Московская обл., г. Коломна
[preview_text] => Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические РГС-50 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
[page_header] => Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические РГС-50
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83884-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83884-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83884-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83884-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83884-21-0004.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83884-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83884-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83884-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83884-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические РГС-50 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Описание
Принцип действия резервуаров основан на заполнении их нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего объему согласно градуировочным таблицам резервуаров.
Резервуары представляют стальные горизонтальные конструкции цилиндрической формы с усечено-коническими днищами.
Тип размещения резервуаров - наземный.
Резервуары оборудованы дыхательным и предохранительным клапанами, люком замерным для эксплуатации и приемо-раздаточными патрубками для приема и отпуска нефти и нефтепродукта.
Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические РГС-50 расположены на территории резервуарного парка резервуарного парка по адресу: 180005, Псковская область, г. Псков, Кресты ДОС посёлок.
Общий вид резервуаров горизонтальных стальных цилиндрических РГС-50 зав.№№ 211/1, 211/2 представлены на рисунках 1-5.
Рисунок 1 - Общий вид резервуаров РГС-50
Рисунок 3 - Общий вид резервуаров РГС-50
Рисунок 3 - Общий вид резервуаров РГС-50
Рисунок 4 - Общий вид резервуаров РГС-50
Рисунок 5 - Общий вид резервуаров РГС-50
Пломбирование резервуаров горизонтальных стальных цилиндрических РГС-50 не предусмотрено.
Заводские номера наносятся на стенки резервуаров аэрографическим способом, обеспечивающие идентификацию средств измерений, возможность прочтения и сохранность в процессе эксплуатации резервуаров.
Знак поверки наносится на свидетельства о поверке и градуировочные таблицы.
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Тип резервуара
РГС-50
Номинальная вместимость, м3
50
Заводской номер
211/1 211/2
Пределы допускаемой относительной погрешности вместимости резервуара (геометрический метод), %
±0,25
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, оС
- атмосферное давление, кПа
от - 40 до + 50 от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспортов типографским способом.
Комплектность
Таблица 2 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар горизонтальный стальной цилиндрический
РГС-50
1 шт.
Паспорта на резервуары
-
1 экз.
Градуировочные таблицы
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
МИ 3540-2015 (с изменением № 1) Рекомендация «Масса и объём нефтепродуктов. Методика измерений в резервуарах горизонтальных стальных цилиндрических косвенным методом статических измерений на объектах ПАО «Газпром нефть» (ФР.1.29.2020.37167).
Нормативные документы
ГОСТ 17032-2010 «Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия»
[category] => Резервуары
[brand] => ООО Машиностроительный Холдинг "Нефтемаш" (ООО МХ "Нефтемаш"), Московская обл., г. Коломна
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 211/1, 211/2
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Счетчики электрической энергии постоянного тока
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83880-21
[name] => Счетчики электрической энергии постоянного тока
[model] => СКВТПТ
[brand_full] => Открытое акционерное общество "Управляющая компания холдинга "Белкоммунмаш" (ОАО "УКХ "БКМ"), Республика Беларусь
[preview_text] => Счетчики электрической энергии постоянного тока СКВТПТ (далее - счетчики) предназначены для коммерческого учета электрической энергии постоянного тока в режиме потребления (прямом) или в режимах потребления и рекуперации (прямом и реверсивном).
[page_header] => Счетчики электрической энергии постоянного тока СКВТПТ
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83880-21-0004.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83880-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83880-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83880-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83880-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83880-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Счетчики электрической энергии постоянного тока СКВТПТ (далее - счетчики) предназначены для коммерческого учета электрической энергии постоянного тока в режиме потребления (прямом) или в режимах потребления и рекуперации (прямом и реверсивном).
Область применения - городской электротранспорт, объекты коммунального хозяйства, промышленные предприятия и другие области деятельности.
Описание
Конструктивно счетчики выполнены в виде единого блока, к которому присоединяется шунт 75 мВ/500 А (75 мВ/100 А) класса точности 0,5 по ГОСТ 8042-93.
Функционально счетчик состоит из двух основных узлов:
- узла встроенного источника питания;
- узла вычислителя электрической энергии.
Принцип действия счетчиков основан на измерении входного напряжения и тока нагрузки, значения которых снимаются с шунта, аналого-цифрового преобразования входных сигналов и вычисления потребленной и рекуперированной электрической энергии с последующим выводом результата измерения на ЖК-индикаторы.
Счетчики изготавливаются следующих исполнений:
а) счетчик СКВТПТ-Р-550 В/500 А-1,5 - с номинальным напряжением 550 В, номинальным током 500 А, режимом потребления и рекуперации энергии, с разъемом для подключения внешнего счетного механизма, класс точности 1,5;
б) счетчик СКВТПТ-1-550 В/500 А-1,5 - с номинальным напряжением 550 В, номинальным током 500 А, режимом учета энергии потребления, без разъема для подключения внешнего счетного механизма, класс точности 1,5;
в) счетчик СКВТПТ-Р1-550 В/500 А-1,5 - с номинальным напряжением 550 В, номинальным током 500 А, режимом учета энергии потребления и рекуперации, без разъема для подключения внешнего счетного механизма, класс точности 1,5;
г) счетчик СКВТПТ-550 В/500 А-1,5 - с номинальным напряжением 550 В, номинальным током 500 А, режимом учета энергии потребления, с разъемом для подключения внешнего счетного механизма, класс точности 1,5;
д) счетчик СКВТПТ-Р-550 B/IQgjA^iS^c номинальным напряжением 550 В, номинальным током 100 А, режимо^^отреблё^я и рекуперации энергии, с разъемом для подключения внешнего сметного механизма, класс точности'1,5;
дкцион
е) счетчик СКВТПТ-1-550 В/100 А-1,5 - с номинальным напряжением 550 В, номинальным током 100 А, режимом учета энергии потребления, без разъема для подключения внешнего счетного механизма, класс точности 1,5;
ж) счетчик СКВТПТ-Р1-550 В/100 А-1,5 - с номинальным напряжением 550 В, номинальным током 100 А, режимом учета энергии потребления и рекуперации, без разъема для подключения внешнего счетного механизма, класс точности 1,5;
з) счетчик СКВТПТ-550 В/100 А-1,5 - с номинальным напряжением 550 В, номинальным током 100 А, режимом учета энергии потребления, с разъемом для подключения внешнего счетного механизма, класс точности 1,5.
Внешний вид счетчиков представлен на рисунке 1.
разъемом для подключения внешнего счетного механизма)
СКВТПТ-1-550 В/500(100) А-1,5 (без разъема для подключения внешнего счетного механизма)
СКВТПТ-550 В/500(100) А-1,5 (с разъемом для подключения внешнего счетного механизма)
СКВТПТ-Р1
А-1,5 (без внешнего
электрической энергии постоянного тока СКВТПТ
Схема с указанием места нанесения знака поверки в виде клейма наклейки и оттиска знака поверки приведена в приложении А к описанию типа.
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Основные технические и метрологические характеристики счетчиков в таблице 1.
Таблица 1
Наименование характеристики
Значение
1 Класс точности по ГОСТ 10287-83
1.5
2 Номинальное значение напряжения, В
550
3 Номинальное значение силы тока, А
500 (100)
4 Максимальное нормируемое значение силы тока, А
1500 (300)
5 Диапазон рабочих значений напряжений, В
от 300 до 850
6 Мощность, потребляемая цепью питания счетчика от измеряемой сети, ВА, не более
7,5
7 Пределы допускаемой основной относительной погрешности счетчика с шунтом класса точности 0,5 по ГОСТ 8042-93 при номинальном напряжении для режимов потребления и рекуперации, %:
- свыше 10 % до 20 % от номинального значения силы тока
- свыше 20 % до 50 % от номинального значения силы тока
- свыше 50 % от номинального значения силы тока до максимального нормируемого значения силы тока
±4
±2,5
±1.5
8 Коэффициент изменения относительной погрешности счетчика на 1 % изменения входного напряжения при номинальном значении силы тока (при изменении напряжения на ±40 % номинального значения)
±0,15
9 Коэффициент изменения относительной погрешности счетчика на 1 °C изменения температуры окружающего воздуха при отклонении температуры от нормальной в пределах рабочих температур при номинальной нагрузке, %/°С
±0,075
10 Время сохранения информации, лет, не менее
20
11 Порог чувствительности, % от номинального тока, не более
2
12 Диапазон температур нормальных условий, °C
от 15 до 25
13 Диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C
от минус 40
до плюс 50
14 Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой, по ГОСТ 14254-2015
IP 54
15 Габаритные размеры, мм, не более
238x110x129
16 Масса, кг, не более
1.2
17 Средний срок Службы, лет, не менее
12
18 Средняя наработка на отказ, ч, не менее
30000
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на эксплуатационную документацию методом типографической печати.
ДЙ/, 1<УПРАВЛЯ» gw
V: ‘ L'l
liioHEPHOE o:.
ЖцАЯ КОМПАНИЯ
Х&ЛКОММУНМАШ» j 1,
ШВЕРНА»и \ \ _ /■ у
Комплектность
В комплект поставки счетчиков входит:
- счетчик электрической энергии постоянного тока СКВТПТ (исполнение в зависимости от заказа) - 1 шт.;
- шунт 75мВ/500А (шунт 75мВ/100А) класса точности 0,5 по ГОСТ 8042-93-1 шт.;
- паспорт АКСМ221-832000.000 ПС с методикой поверки - 1 экз.;
- соединительные провода - 1 комплект;
- коробка упаковочная - 1 шт.
По требованию заказчика счетчики могут поставляться без шунта и соединительных проводов.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ
ТУ BY 100205408.014-2006 «Счетчики электрической энергии постоянного тока СКВТПТ. Технические условия».
ГОСТ 10287-83 «Счетчики электрические постоянного тока. Общие технические условия».
МРБ МП. 1561-2006 «Счетчики электрической энергии постоянного тока СКВТПТ. Методика поверки».
Заключение
Счетчики электрической энергии постоянного тока СКВТПТ соответствуют требованиям ТУ BY 100205408.014-2006, ГОСТ. 10287-83, требованиям ТР ТС 004/2011, ТР ТС 020/2011 (Регистрационный номер декларации о соответствии: ТС BY/112 11.01. ТР004 003 15280, декларация действительна до 13.01.2021).
Межповерочный интервал - не более 24 месяцев; межповерочный интервал в сфере законодательной метрологии на территории Республики Беларусь - не более 24 месяцев.
Научно-исследовательский центр испытаний средств измерений и техники БелГИМ
г. Минск, Старовиленский тракт, 93, тел. 334-98-13
Аттестат аккредитации №BY/112 1.0025
[category] => Счетчики электроэнергии
[brand] => ОАО "Управляющая компания холдинга "Белкоммунмаш" (ОАО "УКХ "БКМ"), Республика Беларусь
[country] => БЕЛАРУСЬ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар горизонтальный стальной цилиндрический
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83883-21
[name] => Резервуар горизонтальный стальной цилиндрический
[model] => РГС-50
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью Машиностроительный Холдинг "Нефтемаш" (ООО МХ "Нефтемаш"), Московская обл., г. Коломна
[preview_text] => Резервуар горизонтальный стальной цилиндрический РГС-50 (далее - резервуары) предназначен для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
[page_header] => Резервуар горизонтальный стальной цилиндрический РГС-50
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83883-21-0002.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83883-21-0000.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83883-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83883-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83883-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83883-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83883-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар горизонтальный стальной цилиндрический РГС-50 (далее - резервуары) предназначен для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Описание
Принцип действия резервуара основан на заполнении его нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего объему согласно градуировочной таблицы резервуара.
Резервуар представляет стальную горизонтальную конструкцию цилиндрической формы с усечено-коническими днищами.
Тип размещения резервуара - подземный.
Резервуар оборудован дыхательным и предохранительным клапанами, люком замерным для эксплуатации и приемо-раздаточными патрубками для приема и отпуска нефти и нефтепродукта.
Резервуар горизонтальный стальной цилиндрический РГС-50 расположен на территории резервуарного парка по адресу: 180005, Псковская область, г. Псков, Кресты ДОС посёлок.
Эскиз резервуара горизонтального стального цилиндрического РГС-50 зав.№ 205 представлен на рисунке 1. Общий вид резервуара горизонтального стального цилиндрического РГС-50 зав.№ 205 представлен на рисунках 2-3.
Рисунок 1 - Эскиз резервуара РГС-50 зав.№ 205
Рисунок 2 - Общий вид резервуара РГС-50 зав.№ 205
Рисунок 3 - Общий вид резервуара РГС-50 зав.№ 205
Пломбирование резервуара горизонтального стального цилиндрического РГС-50 не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельства о поверке и градуировочные таблицы.
Заводской номер наносится на табличку аэрографическим способом, обеспечивающий идентификацию средства измерений, возможность прочтения и сохранность в процессе эксплуатации резервуара
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Тип резервуара
РГС-50
Номинальная вместимость, м3
50
Заводской номер
205
Пределы допускаемой относительной погрешности вместимости резервуара (геометрический метод), %
±0,25
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, оС
- атмосферное давление, кПа
от - 40 до + 50 от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 2 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар горизонтальный стальной цилиндрический
РГС-50
1 шт.
Паспорта на резервуары
-
1 экз.
Градуировочные таблицы
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
МИ 3540-2015 (с изменением № 1) Рекомендация «Масса и объём нефтепродуктов. Методика измерений в резервуарах горизонтальных стальных цилиндрических косвенным методом статических измерений на объектах ПАО «Газпром нефть» (ФР.1.29.2020.37167).
Нормативные документы
ГОСТ 17032-2010 «Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Технические условия»
[category] => Резервуары
[brand] => ООО Машиностроительный Холдинг "Нефтемаш" (ООО МХ "Нефтемаш"), Московская обл., г. Коломна
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 205
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Блоки детектирования гамма-излучения
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83879-21
[name] => Блоки детектирования гамма-излучения
[model] => серии БДКГ-2ххМ
[brand_full] => УП "АТОМТЕХ", Республика Беларусь
[preview_text] => Блоки детектирования гамма-излучения серии БДКГ-2ххМ (далее - блоки детектирования) предназначены для измерения энергетического распределения гамма-излучения и мощности амбиентного эквивалента дозы гамма-излучения (далее
[page_header] => Блоки детектирования гамма-излучения серии БДКГ-2ххМ
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83879-21-0008.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83879-21-0009.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83879-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83879-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83879-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83879-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Блоки детектирования гамма-излучения серии БДКГ-2ххМ (далее - блоки детектирования) предназначены для измерения энергетического распределения гамма-излучения и мощности амбиентного эквивалента дозы гамма-излучения (далее - мощность дозы), идентификации радионуклидов с одновременной передачей результатов измерения аппаратуре потребителя, а также решения других задач радиационного контроля.
Блоки детектирования выполнены в защищенных корпусах и предназначены для применения в жестких условиях эксплуатации, могут быть использованы в системах радиационного мониторинга, в скважинах хранилищ радиоактивных отходов.
Описание
Блоки детектирования выпускаются в пяти модификациях: БДКГ-201М, БДКГ-203М, БДКГ-205М, БДКГ-211М, БДКГ-219М.
По виду выходного интерфейса блоки детектирования выпускаются в трёх исполнениях: с выходным интерфейсом RS-485, RS-232, USB.
Блоки детектирования представляют собой конструктивно и функционально законченные изделия.
Цилиндрический корпус и задняя крышка с установленным на ней выходным разъёмом изготовлены из алюминиевого сплава с полимерным покрытием. Между корпусом и крышкой блоков детектирования установлены уплотнительные кольца, обеспечивающие герметичность конструкции. В корпусе блоков детектирования расположены детектор гамма-излучения и электронные узлы.
В качестве детектора гамма-излучения в блоках детектирования используется кристалл Nal(Tl) в сборке с фотоэлектронным умножителем (далее - ФЭУ). Каждый зарегистрированный гамма-квант дает световую вспышку в кристалле. Вспышка попадает на фотокатод ФЭУ, где усиливается и преобразуется в импульс тока.
Импульсы с выхода ФЭУ поступают на плату аналоговой обработки, где формируется сигнал, длительность которого пропорциональна энергии зарегистрированного гамма-излучения. Полученные импульсы поступают на устройство обработки. В результате формируется аппаратурный спектр гамма-
излучения.
Для каждого, блока детектирования определяется калибровочная характеристика ёрг^тЩдеское разрешение.
по энергии?
КОПИЯ ОЙ
При измерении мощности дозы используется спектрометрический метод преобразования аппаратурных спектров непосредственно в мощность дозы с помощью корректирующих весовых коэффициентов, значения которых зависят от амплитуды регистрируемых импульсов.
Для реализации идентификации радионуклидов используется определение положения пиков и последующее сравнение их с перечнем гамма-линий радионуклидов, хранящимся в библиотеке блока детектирования. Для каждого блока детектирования определена стабилизационная зависимость и температурная характеристика, позволяющая учитывать зависимость световыхода сцинтиллятора Nal(Tl) от температуры.
Программное обеспечение (далее - ПО) состоит из встроенного и внешнего (прикладного).
Встроенное ПО состоит из программ «BDKG201M», «BDKG203M», «BDKG205M», «BDKG211M», «BDKG219M», которые устанавливаются на стадии производства в блоки детектирования. Встроенное ПО защищено от преднамеренных и непреднамеренных изменений путем пломбирования блоков детектирования. Целостность программ проверяется путем проверки целостности пломб.
Прикладное ПО состоит из программы «SSRM». Программа «SSRM» предназначена для автоматизации спектрометрического радиационного мониторинга объекта или местности в составе спектрометрических систем радиационного контроля, обеспечивает сбор и обработку спектрометрической и дозиметрической информации, измеряемой блоками детектирования. Программа «SSRM» позволяет выполнять следующие функции: соединение и поддержку связи блоков детектирования с персональным компьютером (далее - ПК), автоматическое измерение и сохранение мощности дозы и скорости счета импульсов гамма-излучения, автоматическое измерение и сохранение спектра гамма-излучения, автоматический анализ спектра и сохранение результата анализа, сигнализация при обнаружении указанных радионуклидов, сигнализация при превышении заданного порога мощности дозы, диагностика работоспособности блоков детектирования.
Прикладное ПО поставляется на внешнем носителе данных (компакт-диск, USB-флеш-накопитель), устанавливается на ПК и используется при подключении блоков детектирования к ПК.
Пломбирование блоков детектирования выполнено в виде наклеек из разрушаемой плёнки, устанавливаемых на винт на торцевой поверхности.
Прикладное ПО защищено от несанкционированного вмешательства проверкой цифрового идентификатора исполняемого файла на соответствие указанному в разделе руководства по эксплуатации (далее - РЭ) «Свидетельство о приемке».
Обязательные метрологические требования
Обязательные метрологические требования указаны в таблице 1.
Таблица 1
Наименование характеристики
Значение характеристики
Диапазон энергий регистрируемого гамма-излучения
от 20 до 3000 кэВ
Пределы допускаемой основной относительной погрешности характеристики преобразования при измерении энергетического распределения гамма-излучения
±1 %
Относительное энергетическое разрешение для энергии гамма-излучения 662 кэВ радионуклида 137Cs, не более:
- для блоков детектирования БДКГ-201М - для блоков детектирования БДКГ-203М, БДКГ-205М, БДКГ-211М
9,5%
8,5 %
- для блоков детектирования БДКГ-219М
9,0 %
Эффективность регистрации в пике полного поглощения для энергии гамма-излучения 662 кэВ радионуклида lj7Cs источника типа ОСГИ-3, не менее:
- для блоков детектирования БДКГ-201М
0,26 %
- для блоков детектирования БДКГ-203М
0,68 %
- для блоков детектирования БДКГ-205М
2,08 %
- для блоков детектирования БДКГ-211М
4,40 %
- для блоков детектирования БДКГ-219М
6,40 %
Диапазон измерений мощности дозы гамма-излучения:
- для блоков детектирования БДКГ-201М
от 0,05 до 1000 мкЗв/ч
Поддиапазоны измерений:
от 0,05 до 0,4 мкЗв/ч
от 0,4 до 1000 мкЗв/ч
- для блоков детектирования БДКГ-203М
от 0,03 до 500 мкЗв/ч
Поддиапазоны измерений:
от 0,03 до 0,4 мкЗв/ч
от 0,4 до 500 мкЗв/ч
- для блоков детектирования БДКГ-205М
от 0,03 до 300 мкЗв/ч
Поддиапазоны измерений:
от 0,03 до 0,4 мкЗв/ч
от 0,4 до 300 мкЗв/ч
- для блоков детектирования БДКГ-211М
от 0,03 до 150 мкЗв/ч
Поддиапазоны измерений:
от 0,03 до 0,4 мкЗв/ч
от 0,4 до 150 мкЗв/ч
- для блоков детектирования БДКГ-219М
от 0,03 до 50 мкЗв/ч
Поддиапазоны измерений:
от 0,03 до 0,4 мкЗв/ч
от 0,4 до
50 мкЗв/ч
Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении мощности дозы гамма-излучения
±20 %
Технические характеристики
Основные технические характеристики и метрологические характеристики, не относящиеся к обязательным метрологическим требованиям, указаны в таблице 2.
Таблица 2
Наименование характеристики
Значение характеристики
Число каналов в блоках детектирования для измерения энергетического распределения гамма-излучения
от 0 до 1023
Максимальная входная статистическая загрузка блоков детектирования при измерении энергетического распределения гамма-излучения, не менее:
105 с’1
Энергетическая зависимость блоков детектирования в диапазоне энергий регистрируемого гамма-излучения от 40 до 3000 кэВ
±20 %
Чувствительность блоков детектирования к гамма-излучению, (имп-с'^мкЗв-ч'1), не менее
Радионуклид
I37Cs
241Аш
60Со
- для блоков детектирования БДКГ-201М
150
1210
75
- для блоков детектирования БДКГ-203М
390
3150
170
- для блоков детектирования БДКГ-205М
790
5130
380
- для блоков детектирования БДКГ-211М
2360
12800
1210
- для блоков детектирования БДКГ-219М
5800
29000
3160
Время установления рабочего режима блоков детектирования, не более
1 мин
Время непрерывной работы блоков детектирования, не менее
24 ч
Напряжение питания блоков детектирования от внешних
источников постоянного напряжения:
- для блоков детектирования с интерфейсом RS-485
от 6,5 до 32 В
- для блоков детектирования с интерфейсом RS-232
от 5 до 9 В
- для блоков детектирования с интерфейсом USB
5В
Нестабильность характеристики преобразования блоков детектирования за время непрерывной работы
±1 %
Нестабильность показаний блоков детектирования за время непрерывной работы при измерении мощности дозы гамма-излучения, не более
5 %
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности при измерении мощности дозы гамма-излучения:
- при изменении температуры окружающего воздуха
в рабочем диапазоне температур относительно нормальных условий
±10%
- при воздействии относительной влажности до 98 % при
температуре 35 °C и более низких температурах без конденсации влаги относительно нормальных условий
±10%
Наименование характеристики
Значение характеристики
- при воздействии синусоидальной вибрации в диапазоне частот от 5 до 120 Гц
±5 %
- при ударных воздействиях с пиковым ударным ускорением 50 м/с2
±5%
- при сейсмических воздействиях интенсивностью
до 8 баллов по шкале MSK-64 на высотах до 20 м относительно нулевой отметки
±5 %
- при воздействии постоянного магнитного поля и переменного магнитного поля сетевой частоты напряженностью до 400 А/м
±10%
- при изменении напряжения питания относительно номинального значения:
±2%
• 12 В - для блоков детектирования с интерфейсом RS-485
• 6 В - для блоков детектирования с интерфейсом RS-232
Рабочие условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха
от минус 35 °C до плюс 55 °C
- относительная влажность воздуха при температуре 35 °C и более низких температурах без конденсации влаги
до 98 %
- атмосферное давление
от 84 до 106,7 кПа
Нормальные условия применения:
- температура окружающего воздуха
от 15 °C до 25 °C
- относительная влажность воздуха
от 30 % до 80 %
- атмосферное давление
от 84 до 106,7 кПа
- фон гамма-излучения, не более
0,2 мкЗв/ч
Габаритные размеры блоков детектирования, мм, не более: - БДКГ-201М - БДКГ-203М - БДКГ-205М - БДКГ-211М - БДКГ-219М
063x313 063x333 063x333
090x350 090x451
Масса блоков детектирования, кг, не более:
- БДКГ-201М
- БДКГ-203М
- БДКГ-205М
- БДКГ-211М
- БДКГ-219М
1,0
1,0
1,0
2,1
3,6
Комплектность
Комплект поставки блоков детектирования указан в таблице 3.
Таблица 3
Наименование, тип
Обозначение
Количество
Примечание
1 Блок детектирования гамма-излучения
Количество и тип - по заказу потребителя
БДКГ-201М
ТИАЯ.418269.097
1
1
БДКГ-203М
ТИАЯ.418269.098
БДКГ-205М
ТИАЯ.418269.088
1
БДКГ-211М
ТИАЯ.418269.090
1
БДКГ-219М
ТИАЯ.418269.122
1
2 Кабель БД1
ТИАЯ.685621.373
1
Для интерфейса RS-485
3 Кабель БД
ТИАЯ.685621.067-07
1
Для интерфейса RS-232
4 Кабель USB
ТИАЯ.685621.427
1
Для интерфейса USB
5 Контрольная проба
ТИАЯ.412916.042
1
6 Комплект принадлежностей
ТИАЯ.412914.057
1
7 Комплект принадлежностей для поверки
ТИАЯ.412914.057-1
1
По заказу
8 Методика поверки
МРБ МП.2569-2021
1
9 Руководство по эксплуатации
БДКГ-201М
ТИАЯ.418269.097 РЭ
1
По заказу
БДКГ-203М
ТИАЯ.418269.098 РЭ
1
По заказу
БДКГ-205М
ТИАЯ.418269.088 РЭ
1
По заказу
БДКГ-211М
ТИАЯ.418269.090 РЭ
1
По заказу
БДКГ-219М
ТИАЯ.418269.122 РЭ
1
По заказу
Место нанесения знака утверждения типа средств измерений
Знак утверждения типа
на этикетки, расположенные на боковых поверхностях корпусов блоков детектирования, автоматизированным методом с использованием программных средств;
на титульный лист руководства по эксплуатации методом компьютерной печати.
Поверка
Поверка осуществляется по МРБ МП.2569-2021 «Система обеспечения единства измерений Республики Беларусь. Блоки детектирования гамма-излучения серии БДКГ-2ххМ. Методика поверки».
Сведения о методах измерений
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в РЭ.
Технические нормативные правовые акты и технические документы, устанавливающие:требования к типу средств измерений:
ТУ BY 100865348.035-2021 «Блоки детектирования гамма-излучения серии БДКГ-2ххМ. Технические условия»;
ГОСТ 27451-87 «Средства измерений ионизирующих излучений. Общие технические условия»;
ГОСТ 26874-86 «Спектрометры энергий ионизирующих излучений. Методы измерения основных параметров»;
методику поверки:
МРБ МП.2569-2021 «Система обеспечения единства измерений Республики Беларусь. Блоки детектирования гамма-излучения серии БДКГ-2ххМ. Методика поверки».
Перечень средств поверки
Источники гамма-излучения спектрометрические эталонные типа ОСГИ-3, активность от 3 до 180 кБк, энергия гамма-излучения от 22 до 2614 кэВ, погрешность не более ±6 %.
Установка дозиметрическая гамма-излучения эталонная по ГОСТ 8.087-2000 -рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по СТБ 8083-2020, диапазон измерений мощности кермы в воздухе от 0,025 мкГр/ч до 10 Гр/ч, доверительные границы относительной погрешности (Р = 0,95) не более ±5 %. Диапазон измерений мощности амбиентного эквивалента дозы от 0,07 мкЗв/ч до 7 Зв/ч, доверительные границы относительной погрешности (Р = 0,95) не более ±7 %.
Идентификация программного обеспечения
Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в таблице 4.
Таблица 4
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
SSRM.exe
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.1.4.178; l.x.y.z *
Цифровой идентификатор ПО (MD5)
a3c26b6c579ee97cd5a88381lda91ccf **
* х, у, z- составная часть номера версии ПО:х=[0...99], у=[0...999], z=[0...999].
** Цифровой идентификатор приведен только для указанной версии ПО.
Примечание - Идентификационные данные версии ПО l.x.y.z, заносят в раздел «Свидетельство о приемке» РЭ и в протокол поверки.
Заключение о соответствии утвержденного типа средств измерений требованиям технических нормативных правовых актов и/или технической документации производителя
Блоки детектирования гамма-излучения серии БДКГ-2ххМ соответствуют требованиям ГОСТ 27451-87, ГОСТ 26874-86, ТУВУ 100865348.035-2021, ТР ТС 020/2011 (декларация о соответствии, регистрационный № ЕАЭС BY/112 11.01. ТР020 003 02 01635 , срок действия по 06.07.2026).
[category] =>
[brand] => УП "Атомтех", Беларусь, г.Минск
[country] => БЕЛАРУСЬ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83882-21
[name] => Резервуары вертикальные стальные цилиндрические
[model] => РВС-2000
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью Машиностроительный Холдинг "Нефтемаш" (ООО МХ "Нефтемаш"), Московская обл., г. Коломна
[preview_text] => Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-2000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
[page_header] => Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-2000
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83882-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83882-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83882-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83882-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83882-21-0004.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83882-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83882-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83882-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83882-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-2000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Описание
Принцип действия резервуаров основан на заполнении их нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего объему согласно градуировочным таблицам резервуаров.
Резервуары представляют собой стальные вертикальные конструкции
цилиндрической формы с днищем и стационарной крышей без понтона.
Тип резервуаров - вертикальные стальные цилиндрические. Резервуары оборудованы шахтной лестницей, замерным люком, люками-лазами и приемо-раздаточными устройствами для обслуживания во время эксплуатации. Резервуары также оснащены молниезащитой, защитой от статического электричества и системой тушения пожара.
Тип размещения резервуаров - наземный. Фундаменты резервуаров соответствуют требованиям ГОСТ 31385-2016 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия».
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-2000 расположены территории резервуарного парка резервуарного парка по адресу: 180005, Псковская область, г. Псков, Кресты ДОС посёлок.
Общий вид резервуаров вертикальных стальных цилиндрических РВС-2000 зав.№№ 203/1, 203/2, 203/3 представлен на рисунках 1-5.
Рисунок 1 - Общий вид резервуаров РВС-2000
Рисунок 2 - Общий вид резервуаров РВС-2000
Рисунок 3 - Общий вид резервуаров РВС-2000
Рисунок 4 - Общий вид резервуаров РВС-2000
Рисунок 5 - Общий вид резервуаров РВС-2000
Пломбирование резервуаров вертикальных стальных цилиндрических РВС-2000 не предусмотрено.
Заводские номера наносятся на стенки резервуаров аэрографическим способом, обеспечивающие идентификацию средств измерений, возможность прочтения и сохранность в процессе эксплуатации резервуаров.
Знак поверки наносится на свидетельства о поверке и градуировочные таблицы.
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Тип резервуара
РВС-2000
Номинальная вместимость, м3
2000
Заводской номер
203/1
203/2
203/3
Пределы допускаемой относительной погрешности вместимости резервуара (геометрический метод), %
±0,20
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, оС
- атмосферное давление, кПа
от - 40 до + 50 от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспортов типографским способом.
Комплектность
Таблица 2 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические
РВС-2000
1 шт.
Паспорта на резервуары
-
1 экз.
Градуировочные таблицы
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
МИ 3538-2015 (с изменением № 1) Рекомендация «Масса и объём нефтепродуктов. Методика измерений в резервуарах вертикальных стальных цилиндрических косвенным методом статических измерений на объектах ПАО «Газпром нефть» (ФР.1.29.2020.36888)
МИ 3539-2015 (с изменением № 1) Рекомендация «Масса и объём нефтепродуктов. Методика измерений в резервуарах вертикальных стальных цилиндрических косвенным методом измерений, основанном на гидростатическом принципе на объектах ПАО «Газпром нефть» (ФР.1.29.2020.37169).
Нормативные документы
ГОСТ 31385-2016 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия».
[category] => Резервуары
[brand] => ООО Машиностроительный Холдинг "Нефтемаш" (ООО МХ "Нефтемаш"), Московская обл., г. Коломна
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 203/1, 203/2, 203/3
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерений количества нефтепродуктов (масел) на участке УпПНМ, получаемых ООО "ЛЛК-Интернешнл" ТПП в г. Волгоград от ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83881-21
[name] => Система измерений количества нефтепродуктов (масел) на участке УпПНМ, получаемых ООО "ЛЛК-Интернешнл" ТПП в г. Волгоград от ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка"
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ЛЛК-Интернешнл" (ООО "ЛЛК-Интернешнл"), г. Москва
[preview_text] => Система измерений количества нефтепродуктов (масел) на участке УпПНМ, получаемых ООО «ЛЛК-Интернешнл» ТПП в г. Волгоград от ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» (далее - СИКНП) предназначена для измерений массы нефтепродуктов (масел).
[page_header] => Система измерений количества нефтепродуктов (масел) на участке УпПНМ, получаемых ООО "ЛЛК-Интернешнл" ТПП в г. Волгоград от ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83881-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83881-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83881-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83881-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерений количества нефтепродуктов (масел) на участке УпПНМ, получаемых ООО «ЛЛК-Интернешнл» ТПП в г. Волгоград от ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» (далее - СИКНП) предназначена для измерений массы нефтепродуктов (масел).
Описание
Принцип действия СИКНП основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам (далее - ИК) от счетчиков-расходомеров массовых, преобразователей давления и температуры.
В состав СИКНП входят:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ), состоящий из четырех рабочих и одной контрольно-резервной измерительных линий;
- СОИ.
С остав ИК СИКНП представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав ИК СИКНП
Наименование ИК
Состав ИК
Первичный измерительный преобразователь
СОИ
Промежуточный измерительный преобразователь
Контроллер измерительный
ИК массового расхода (массы)
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модель CMF с преобразователем модели 2700) (далее - СРМ) (регистрационный номер 4511516 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный номер))
—
Контроллеры измерительные ROC/FloBoss, модификации FloBoss 107 (регистрационный номер 59616-15)
Продолжение таблицы 1
Наименование ИК
Состав ИК
Первичный измерительный преобразователь
СОИ
Промежуточный измерительный преобразователь
Контроллер измерительный
ИК давления
Преобразователи давления измерительные 3051 (модель 3051T) (регистрационный номер 14061-15)
Преобразователи измерительные модели D1000 (модификация D1014D) (регистрационный номер 64283-16)
Контроллеры измерительные ROC/FloBoss, модификации FloBoss 107 (регистрационный номер 59616-15)
ИК температуры
Т ермопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный номер 53211-13)
Преобразователи измерительные модели D1000 (модификация D1072D) (регистрационный номер 64283-16)
Контроллеры измерительные ROC/FloBoss, модификации FloBoss 107 (регистрационный номер 59616-15)
Основные функции СИКНП:
- измерение массового расхода, массы, избыточного давления и температуры нефтепродуктов (масел);
- регистрация, индикация и хранение результатов измерений;
- формирование, отображение и печать текущих отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения установленных параметров.
Пломбирование СИКНП не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНП.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНП обеспечивает реализацию функций СИКНП и состоит из ПО контроллеров измерительных ROC/FloBoss модификации FloBoss 107 (далее - контроллеры).
ПО СИКНП защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем применения систем идентификации пользователя с помощью логина и пароля.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
08Q026
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.01
Цифровой идентификатор ПО
0x038E
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
CRC16
Наименование ПО
Вычисления расхода для линейного расходомера для FloBoss 107, 107E
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений массового расхода (массы) нефтепродуктов (масел) по каждой измерительной линии, т/ч
от 10 до 36
Диапазон измерений избыточного давления нефтепродуктов (масел), МПа
от 0 до 1
Диапазон измерений температуры нефтепродуктов (масел), °С
от -50 до +300
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов (масел), %
±0,25
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений ИК давления, % диапазона измерений
±0,67
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений ИК температуры, °С
±1,36
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений сигналов силы постоянного тока от 4 до 20 мА, % диапазона измерений
±0,22
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений сигналов термопреобразователей сопротивления, % диапазона измерений
±0,28
Таблица 4 - Технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Измеряемая среда
нефтепродукты (масла)
Температура нефтепродуктов (масел), °С
от +10 до +90
Избыточное давление нефтепродуктов (масел), МПа
от 0,4 до 1,0
Плотность нефтепродуктов (масел) при температуре +20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3
от 810 до 950
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
220'22
-33
50±1
Условия эксплуатации СИКНП:
а) температура окружающего воздуха, °С:
- в месте установки первичных
измерительных преобразователей
- в месте установки СИ СОИ
б) относительная влажность, %, не более
в) атмосферное давление, кПа
от -40 до +40
от +15 до +30
95, без конденсации влаги от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКНП типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность
Наименование
Обозначение
Количество
Система измерений количества нефтепродуктов (масел) на участке УпПНМ, получаемых
ООО«ЛЛК-Интернешнл» ТПП в г. Волгоград от ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка», заводской № 01
—
1 шт.
Паспорт
—
1 экз.
Руководство по эксплуатации
—
1 экз.
Методика поверки
МП 0406/1-311229-2021
1 экз.
Сведения о методах измерений
«Государственная система обеспечения единства измерений. Массовый расход и масса нефтепродуктов. Методика измерений системой измерений количества нефтепродуктов (масел) на участке УпПНМ, получаемых ООО «ЛЛК-Интернешнл» ТПП в г. Волгоград от ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2021.40529.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 года «Об утверждении
Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
[category] =>
[brand] => ООО "ЛЛК-Интернешнл", г. Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 01
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Счетчики газа ультразвуковые
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 9
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83877-21
[name] => Счетчики газа ультразвуковые
[model] => Metano A
[brand_full] => ООО "Неро Электроникс", Республика Беларусь
[preview_text] => Счётчики газа ультразвуковые Metano А (в дальнейшем - счётчики) предназначены для измерения, хранения и отображения на дисплее информации об объёме потреблённого газа, проходящего через счётчик, и передачи этой информации в централизованную систему учёта.
[page_header] => Счетчики газа ультразвуковые Metano A
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83877-21-0008.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83877-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83877-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83877-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83877-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Счётчики газа ультразвуковые Metano А (в дальнейшем - счётчики) предназначены для измерения, хранения и отображения на дисплее информации об объёме потреблённого газа, проходящего через счётчик, и передачи этой информации в централизованную систему учёта.
Счётчики могут применяться для измерения объёма потреблённого природного газа по ГОСТ 5542 или паров сжиженного углеводородного газа по ГОСТ 20448, а также других неагрессивных газов, применяемых в бытовых и производственных целях.
Счётчики устанавливаются на газопроводах жилых квартир, домов, объектов социального и культурно-бытового назначения, в закрытых сооружениях, под открытым небом.
Описание
Счётчики относятся к импульсным ультразвуковым расходомерам, в которых измеряется разность времени перемещения коротких импульсов по направлению потока и против него.
Счётчики имеют моноблочную конструкцию и состоят из пластикового корпуса, ультразвукового преобразователя расхода (далее - ПР) и электронного (вычислительного) устройства (далее - ЭУ) в составе:
- платы измерений и индикации (с жидкокристаллическим индикатором (далее - ЖКИ), автономным источником питания и датчиком температуры);
- платы модуля передачи данных, которая имеет встроенное устройство радиосвязи малого радиуса действия (SRD).
Принцип действия ПР основан на зависимости разности времен прохождения ультразвукового импульса по потоку и против потока газа между электроакустическими преобразователями (далее - ЭП).
Счётчики регистрируют (отображают) измеренный объем газа, приведенный к стандартным условиям по температуре (tb = плюс 20 °C), используя температуру, полученную от встроенного датчика температуры.
С целью предохранения ЭУ счётчика от несанкционированного доступа счётчики опломбированы в соответствии с конструкторской документацией.
ЭУ счётчиков при обработке выходных сигналов ЭИ выполняют следующие функции:
- измерение времени прохождения ультразвукового сигнала по потоку и против потока с преобразованием этого времени по специальному алгоритму для исключения влияния температуры газа на точность измерения;
- вычисление прошедшего через счётчик объёма газа;
- отображение информации на ЖКИ;
- приведение измеренного объема газа к стандартным условиям по температуре (1ь = плюс 20 °C).
Электропитание счетчиков осуществляется от встроенного элемента питания номинальным напряжением 3,6 В.
В зависимости от диапазона изменений объёмного расхода, в котором производится измерение объёма газа, счётчики выпускаются четырёх типоразмеров: Gl,6; G2,5;G4,0; G6,0.
Наименование и условное обозначение счётчиков соответствуют структуре, приведенной на рисунке 1.
----------------- Артикул счетчика
г--------Дополнительная информация
Metano А - ' X . X*
Значение типоразмера счётчика в зависимости от диаметра присоединяемого патрубка - обязательное поле (значения выбираются Gl,6; G2,5; G4,0; G6,0)
Радиоинтерфейс - обязательное поле (в случае наличия радиоинтерфейса указывается RF)
Рисунок 1 - Структура наименования и условного обозначения счётчиков
Счётчики обеспечивают вывод информации на ЖКИ дисплей в следующих режимах:
- рабочий режим;
- поверочный режим;
- режим отображения подменю.
Для вывода информации счётчик снабжён восьмиразрядным
жидкокристаллическим индикатором.
В рабочем режиме на ЖКИ счётчиков отображается пять целых разрядов и три дробных разряда значения объема измеряемой среды, равного прямому потоку.
В поверочном режиме на ЖКИ счётчиков отображается два целых разряда и шесть дробных разрядов значения объёма измеряемой среды, равного прямому потоку.
В режиме отображения подменю счётчики отображают следующую информацию:
- МАС-адрес счётчика (заводской номер по системе нумерации изготовителя);
- время наработки счётчика, ч;
- время наработки счётчика в неисправном состоянии, ч;
- текущая температура измеряемой среды (текущее значение температуры газа), °C;
- идентификационное наименование микропрограммного обеспечения;
- версия встроенного программного обеспечения;
- значение контрольной суммы метрологической значимой части;
- сообщение о передаче данных по интерфейсам связи.
Счётчики сохраняют суммарное зарегистрированное значение объёма газа в энергонезависимой памяти запоминающего устройства не реже 1 раза в 1 час.
Энергонезависимая память счётчиков обеспечивает доступ к информации и защищена от возможности сброса показаний при предельных значениях температуры эксплуатации счётчика.
Счётчики осуществляют вывод на экран ЖКИ экстренных сообщений о сбойных режимах работы при возникновении следующих событий:
- неисправность ультразвукового датчика;
- неисправность датчика температуры;
- выход значения расхода газа за допустимый предел;
- зафиксирован низкий уровень заряда батареи.
Счётчики исполнений G1,6 и G2,5 предназначены для эксплуатации при температуре окружающей среды от минус 10 °C до плюс 55 °C.
Счётчики исполнений G4,0 и G6,0 предназначены для эксплуатации при температуре окружающей среды от минус 40 °C до плюс 55 °C.
Счётчики имеют в своем составе встроенное устройство радиосвязи малого радиуса действия SRD для передачи данных по радиоканалу. Встроенное устройство радиосвязи относится к неспецифическим устройствам радиосвязи малого радиуса действия (SRD), работающим в диапазоне частот (863,0 - 870,0) МГц при эффективной излучаемой мощности сигнала не более 25 мВт.
Обязательные метрологические требования
Таблица 1
Наименование характеристики
Значение
Gl,6
G2,5
G4,0
G6,0
Максимальный расход (Qmax), м7ч
2,500
4,000
6,000
10,000
Минимальный расход (Qmin), м3/ч
0,016
0,025
0,040
0,060
Переходный расход (Qt), м3/ч
0,160
0,250
0,600
1,000
Пределы допускаемой основной относительной погрешности, %, при расходах: Qmin — Q < Qt
Qt — Q — Qmax
±3,0 ± 1,5
Технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Gl,6
G2,5
G4,0
G6,0
1
2
3
4
5
Допускаемая потеря давления на счетчике при максимальном расходе (APqmax), Па, не более
200
400
200
400
Максимальное рабочее давление, кПа
5
Номинальный диаметр условного прохода DN, мм
12
15
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности, вызванной изменением температуры окружающего воздуха от нормальных условий на 1 °C, %
±0,1
Диапазон температур измеряемого газа, °C
от минус 10 до плюс 55
от минус 40
до плюс 55
Диапазон температур окружающей среды при эксплуатации, °C
от минус 10 до плюс 55
от минус 40
до плюс 55
Диапазон температур окружающей среды, соответствующий нормальным условиям, °C
от плюс 17 до плюс 23
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
Порог чувствительности, м3/ч, не более
0,010
0,016
0,025
0,040
Степень защиты оболочки по ГОСТ 14254-2015
IP67
Габаритные размеры(длинахширинахвысота), мм, не более
214x83x37
210x83x37
Ёмкость счётного механизма, mj
99999,999
99999,999
Масса, кг, не более
0,4
Присоединительные параметры:
- расстояние между входным и выходным патрубками, мм, не более
- резьба на присоединительных патрубках, дюйм
177
G1/2
218
G3/4
Срок службы батареи, лет, не менее
0
Средний срок службы счётчика, лет, не менее
20
Комплектность
Таблица 3
Наименование
Кол-во
Примечание
Счётчик*
1
Исполнение определяется при заказе
Паспорт
1
Руководство по эксплуатации
1
Предоставляется по запросу. Допускается поставка одного руководства на партию счётчиков
Упаковка (индивидуальная)**
1
Мел одика поверки
1
Предоставляется по запросу
Примечания:
1. «♦» - По согласованию с заказчиком в комплектность дополнительно может быть включен монтажный комплект.
2. «**» - По требованию заказчика допускается отгрузка счётчиков в транспортной таре.
Место нанесения знака утверждения типа средств измерений
Знак утверждения типа наносят на боковую панель корпуса счётчика и на титульный лист паспорта типографским способом или иным способом, принятым у изготовителя.
Поверка
Поверка осуществляется по документу МРБ МП.3108-2021 «Счётчики газа ультразвуковые Metano А. Методика поверки», утвержденному БелГИМ от 11.06.2021.
Перечень средств поверки:
- стенд для поверки счётчиков газа ультразвуковых, воспроизведение расхода воздуха от 0,016 до 10 м3/ч; предел допускаемой относительной погрешности: ±1,0 % для диапазона воспроизведения расхода Qmjn < Q < Qt; ±0,5 % - для Qt < Q < Qmax;
- стенд для проверки герметичности счётчиков газа ультразвуковых, диапазон измерений от 0 до 0,1 МПа (давление внутри испытуемого счётчика не менее, чем в 1,5 раза превышающее наибольшее избыточное давление);
- манометры типа МО, диапазон измерений избыточного давления до 0,16 МПа; класс точности 0,15; 0,25;
- барометр-анероид БАММ-1, диапазон измерений атмосферного давления от 80 до 106 кПа; погрешность измерения ±0,2 кПа;
- термометры лабораторные, диапазон измерений температуры от 0 до плюс 50 °C; цена деления 0,1 °C;
- микроманометры жидкостные типа ТНЖ, диапазон измерений падения давления, диапазон от 0 до 400 Па; класс точности 1,0.
Сведения о методах измерений
Приведены в эксплуатационном документе.
Технические нормативные правовые акты и технические документы, устанавливающие требования к счётчикам газа ультразвуковым Metano А
ТУ BY 808001034.019-2021 «Счётчики газа ультразвуковые Metano А. Технические условия».
Идентификация программного обеспечения
Программное обеспечение (далее - ПО), встроенное в микроконтроллер счётчиков, предназначено для отсчёта, интегрирования (накопления) и перевода в объём газа величины разности времени перемещения коротких импульсов по направлению потока газа, с последующим отображением измеренного значения на устройстве индикации и передачи его по интерфейсу связи.
ПО счётчиков по аппаратному обеспечению является встроенным. Файл встроенного ПО однократно записывается в постоянную память микроконтроллера счётчиков при производстве. Преобразование измеряемых величин и обработка измерительных данных выполняется с использованием внутренних аппаратных и программных средств. Программная среда постоянна, отсутствуют средства и пользовательская оболочка для программирования или ее изменения. Конструкция счётчиков также исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию. Это обеспечивается ограничением доступа к служебному разъему платы измерения и индикации путем пломбирования корпуса счётчиков.
Встроенное ПО имеет метрологическую значимую часть.
Идентификация ПО счётчиков осуществляется путем отображения на дисплее счёгчиков идентификационных данных. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 4. Цифровой идентификатор ПО представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму).
Таблица 4
Идентификационные данные
Значение
Идентификационное наименование ПО
I-GAS
Номер версии (идентификационный номер) ПО
1.04
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)
3F17
Заключение о соответствии
Счётчики газа ультразвуковые Metano А соответствуют требованиям ТУ BY 808001034.019-2021, требованиям ТР ТС 020/2011 (Регистрационный номер декларации о соответствии: ЕАЭС № BY/112 11.01. ТР020 000.00 01711, срок действия до 01.06.2026), требованиям TP 2018/024/BY (Регистрационный номер декларации о соответствии: № BY/112 11.01. ТР024 030.01 00146, срок действия до 27.05.2026).
[category] => Счетчики газа
[brand] => ООО "Неро Электроникс", Беларусь, Минская обл., Новодворский с/с
[country] => БЕЛАРУСЬ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 10 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 59
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 59
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Машины силовоспроизводящие
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 13
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83863-21
[name] => Машины силовоспроизводящие
[model] => СМНН
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "ПетВес" (ООО "ПетВес"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Машины силовоспроизводящие СМНН (далее - машины) предназначены для измерений силы растяжения и сжатия, а также для воспроизведения и передачи единицы силы, в качестве рабочих эталонов единицы силы 1 разряда, в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений силы и в качестве рабочих эталонов единицы массы 4 разряда, в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений массы.
[page_header] => Машины силовоспроизводящие СМНН
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83863-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83863-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83863-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83863-21-0003.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83863-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83863-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83863-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83863-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Машины силовоспроизводящие СМНН (далее - машины) предназначены для измерений силы растяжения и сжатия, а также для воспроизведения и передачи единицы силы, в качестве рабочих эталонов единицы силы 1 разряда, в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений силы и в качестве рабочих эталонов единицы массы 4 разряда, в соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерений массы.
Описание
Принцип действия основан на воспроизведении заданной машиной силы, приложенной к средству измерений, путем нагружения грузами известной массы с учетом ускорения свободного падения.
Машина состоит из силовой рамы и системы управления и обработки измерительной информации.
Силовая рама машины состоит из плиты-основания, средней плиты, верхней плиты, подвижной траверсы, направляющих колонн, электродвигателей, опорных полок, реверса для преобразования усилия растяжения в усилие сжатия, грузов. На траверсе и реверсе машин установлены захватные приспособления (скобы) для работы на растяжение. Направляющие колонны служат для перемещения подвижной траверсы вверх/вниз посредством электродвигателя и редуктора для изменения рабочей зоны машины. Электродвигатель подвижной траверсы подключен к системе управления и обработки измерительной информации силовым кабелем. Установка машин и выравнивания их на фундаменте по уровню осуществляется регулируемыми опорами. Машины СМНН-5-К, СМНН-5Р-К, СМНН-10-К и СМНН-10Р-К дополнительно оснащаются реверсной рамкой для нагружения грузами вручную.
Каждая машина имеет грузы различной массы, что позволяет путем различного сочетания грузов задать нужное значение воспроизводимой силы, приложенной к средству измерений. Машины имеют независимый способ нагружения, т.е. каждый груз нагружается или разгружается отдельными сервоприводами, управляемыми контроллером, либо вручную.
Система управления и обработки измерительной информации состоит из персонального компьютера со специализированным программным обеспечением и контроллера. Машины могут оснащаться измерительным преобразователем для подключения нагружаемых на машине датчиков тензорезисторных.
Персональный компьютер со специализированным программным обеспечением предназначен для обработки сигналов, индикации заданных значений силы и управления исполнительными механизмами машины.
В процессе работы машины оператор при помощи программного обеспечения задает значения сил, которые необходимо приложить к установленному в рабочей зоне машины средству измерения. После этого машина в автоматическом режиме прилагает заданное усилие к средству измерения. Для машин СМНН-5-К, СМНН-10-К в диапазоне от 10 Н до 500 Н и для машин СМНН-5Р-К, СМНН-10Р-К в диапазоне от 1 Н до 500 Н нагружение происходит путем ручной установки грузов на реверсную рамку.
Модификации машин отличаются наибольшим и наименьшим пределами измерений силы.
Машины имеют обозначение: СМНН-ХМ-К
X- наибольший предел измерений силы в кН;
М - обозначение наличия или отсутствия реверсной рамки (при отсутствии обозначения - машина оснащается реверсной рамкой и грузами в диапазоне от 10 Н до 500 Н; Р -машина оснащается реверсной рамкой и грузами в диапазоне от 1 Н до 500Н; С - реверсная рамка отсутствует);
К- обозначение пределов допускаемой относительной погрешности (при отсутствии обозначения - пределы допускаемой относительной погрешности равны ±0,01%, 2- пределы допускаемой относительной погрешности равны ±0,02% ).
Рисунок 1 - Общий вид машин силовоспроизводящих СМНН
Рисунок 2 - Общий вид машин силовоспроизводящих СМНН
Рисунок 3 - Общий вид машин силовоспроизводящих СМНН, оснащенных реверсной рамкой
Пломбирование машин не предусмотрено.
В целях предотвращения несанкционированных вмешательств вход в программу юстировки защищен административным паролем.
Маркировка машин производится на фирменной табличке, разрушающейся при снятии и закрепленной на корпусе силовой рамы, на которой нанесено:
- наименование предприятия-изготовителя;
- обозначение машины;
- заводской номер;
- наибольший предел измерений силы (НПИ), кН;
- наименьший предел измерений силы (НмПИ), кН;
- знак утверждения типа;
- год выпуска.
Рисунок - 4 Маркировка машин силовоспроизводящих СМНН
Программное обеспечение
В машинах используется автономное программное обеспечение. Программное обеспечение реализует следующие функции: сбор, передачу, обработку, хранение и представление измерительной информации, а также управление работой машины.
Идентификация программы: номер версии программного обеспечения отображается на экране персонального компьютера в окне программы управления.
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует высокому уровню по Р 50.2.077-2014.
Влияние программного обеспечения на метрологические характеристики учтено при нормировании метрологических характеристик.
Таблица 1- Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значения
Идентификационное наименование программного обеспечения
Программа управления машиной серии СМНН-PetVes
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения*
Ver8.31R
Цифровой идентификатор программного обеспечения
-
* Номер версии программного обеспечения должен быть не ниже указанного
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Обозначение машины
Диапазон измерений силы, кН
Дискретность, кН
Пределы допускаемой относительной погрешности, %
СМНН-5-К
от 0,01 до 0,5 от 0,05 до 5
0,01
0,05
±0,01/±0,02
СМНН-5Р-К
от 0,001 до 0,5 от 0,05 до 5
0,001 0,05
СМНН-5С-К
от 0,05 до 5
0,05
СМНН-10-К
от 0,01 до 0,5 от 0,1 до 10
0,01 0,1
СМНН-10Р-К
от 0,001 до 0,5 от 0,1 до 10
0,001 0,1
СМНН-10С-К
от 0,1 до 10
0,1
СМНН-20С-К
от 0,2 до 20
0,2
СМНН-50С-К
от 0,5 до 50
0,5
СМНН-100С-К
от 1 до 100
1
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Параметры электрического питания:
-от сети переменного тока:
- напряжение, В
- частота, Гц
от 187 до 242 от 49 до 51
Потребляемая мощность, кВт, не более
3
Условия эксплуатации машин:
- диапазон рабочих температур, °С
- относительная влажность воздуха при температуре +25 °С, %, не более
от +18 до +26
80
Вероятность безотказной работы за 2000 ч
0,9
Средний срок службы, лет
8
Таблица 4 - Габаритные размеры рабочей зоны и масса силовых рам
Обозначение машин
Ширина, высота рабочей зоны растяжения, мм, не более
Ширина, высота рабочей зоны сжатия, мм, не более
Масса силовых рам, кг
СМНН-5-К
СМНН-5Р-К
СМНН-5С-К
250; 350
250; 350
1100
СМНН-10-К
СМНН-10Р-К
СМНН-10С-К
250;500
250;500
1700
СМНН-20С-К
250;500
250;500
3500
СМНН-50С-К
300; 550
300; 550
9000
СМНН-100С-К
350; 600
350; 600
17000
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом и на маркировочную табличку, расположенную на корпусе силовой рамы, заводским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Машины силовоспроизводящие
СМНН
1 шт.
Руководство по эксплуатации
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Подготовка и порядок работы» руководства по эксплуатации «Машины силовоспроизводящие СМНН. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
Государственная поверочная схема для средств измерений силы, утвержденная Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22.10.2019 г. № 2498
Государственная поверочная схема для средств измерений массы, утвержденная Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29.12.2018 г. № 2818
ТУ 4274-033-74783058-2014 Машины силовоспроизводящие серии СМ и СМНН. Технические условия
[category] =>
[brand] => ООО "ПетВес", г.С.-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 4
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 4
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Дозиметры гамма-излучения с функцией обнаружения паров токсичных веществ
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83878-21
[name] => Дозиметры гамма-излучения с функцией обнаружения паров токсичных веществ
[model] => ДКГ-РМ2012М
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Полимастер" (ООО "Полимастер"), Республика Беларусь
[preview_text] => Дозиметры гамма-излучения с функцией обнаружения паров токсичных веществ ДКГ-РМ2012М (далее по тексту - дозиметры) предназначены для измерения мощности амбиентного эквивалента дозы гамма- и рентгеновского излучений (далее - фотонного излучения) Н*(10) (далее - МЭД), измерения амбиентного эквивалента дозы фотонного излучения Н*(10) (далее - ЭД), обнаружения в воздухе паров токсичных веществ (далее - ПТВ) фосфорорганических соединений (далее - ФОС) и мышьякосодержащих веществ (далее - МСВ), сигнализации при обнаружении в воздухе концентрации ПТВ ФОС и МСВ, отсчета времени набора ЭД фотонного излучения, индикации времени в часах, минутах и секундах, днях недели, индикации числа и месяца.
[page_header] => Дозиметры гамма-излучения с функцией обнаружения паров токсичных веществ ДКГ-РМ2012М
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83878-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83878-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83878-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83878-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83878-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Дозиметры гамма-излучения с функцией обнаружения паров токсичных веществ ДКГ-РМ2012М (далее - дозиметры) предназначены для измерения мощности амби-ентного эквивалента дозы гамма- и рентгеновского излучений (далее фотонного излучения) Н*( 10) (далее МЭД), измерения амбиентного эквивалонга дозы фотонного излучения П (10) (далее - ЭД), обнаружения в воздухе паров токсичных веществ (далее - НТВ) фосфорорганических соединений (далее ФОС) и мышьякосодержащих веществ (далее МСВ), сигнализации при обнаружении в воздухе концентрации НТВ ФОС и МСВ, отсчета времени набора ЭД фотонного излучения, индикации времени в часах, минутах и секундах, днях недели, индикации числа и месяца.
Область применения: дозиметры могут быть использованы сотрудниками аварийных, таможенных, пограничных и других служб, а также широким кругом потребителей, которые по роду своей деятельности связаны с обнаружением и локализацией источников ионизирующих излучений и ПТВ.
Описание
Принцип действия дозиметров при измерении МЭД и ЭД основан на периодическом измерении интервалов времени между включением детектора и первым (после включения детектора) зарегистрированным импульсом фотонного излучения и вычислением МЭД и ЭД по специальному алгоритму.
Принцип действия дозиметров в режиме обнаружения в воздухе НТВ основан на измерении тока ионизационной камеры с бета-источником f”Ni при принудительной прокачке анализируемого воздуха через камеру с помощью микронасоса прокачки.
Управление всеми режимами дозиметров осуществляется с помощью микропроцессора. Микропроцессор тестирует состояние основных узлов дозиметра, веде г обработку поступающей информации, осуществляет вывод результатов измерения или режимов работы дозимегра, в зависимости от модификации, на матричный светодиодный индикатор (далее СДИ) или жидкокристаллический индикатор (далее ЖКИ), управляет работой схемы обеспечения работоспособности детектора, выдаст сигнал на звуковой сигнализатор в случаях, предусмотренных алгоритмом работы дозиметров, контролирует состояние элемента питания дозиметров и управлясз процессом обмена информацией между дозиметром и персональным компьютером (далее ПК) и со смартфоном по радиоканалу тина Bluetooth.
В качестве детектора фотонного излучения используется энергокомпенсированный счетчик Гейгера-Мюллера.
Питание дозиметров осуществляется от гальванического элемента питания.
Конструктивно дозиметра выполнен в виде моноблока. Па лицевой части дозиметра расположены СДИ или ЖКИ и кнопки управления. С помощью двух кнопок управления осуществляется управление режимами работы дозиметра.
Дозиметры выпускают в трех модификациях:
дозиметр гамма-излучения с функцией обнаружения паров токсичных веществ ДКГ-РМ2012М;
дозиметр гамма-излучения с функцией обнаружения паров токсичных веществ ДКГ-РМ2012МА. Отличается от модификации ДКГ-РМ2012М пределами допускаемой основной относительной погрешности при измерении МЭД и расширенным диапазоном измерений ЭД;
дозиметр гамма-излучения с функцией обнаружения паров токсичных веществ ДКГ-РМ2012МВ. Отличается от модификации ДКГ-РМ2012М пределами допускаемой основной 01 носительной погрешности при измерении МЭД, расширенным диапазоном измерений ЭД и наличием радиоканала тина Bluetooth.
Про1раммное обеспечение (далее - ПО) дозиметров подразделяется на встроенное 110 (программа микропроцессора) и прикладное ПО.
Встроенное ПО. размешенное в энергонезависимой памяти дозиметров, нозволяс! осущест влягь:
тестирование и диагностику основных блоков дозиметра;
измерение и визуализацию МЭД и ЭД;
контроль и установка пороговых значений по ЭД и МЭД:
выдачу сигнализаций при превышении пороговых значений ЭД. МЭД;
индикацию информации о час тичном и критическом разряде элемента питания; тестирование модуля обнаружения НТВ (далее МТВ);
калибровку и продувку МТВ;
индикацию обнаружения НТВ в воздухе;
обмен информацией с ПК.
Прикладное ПО устанавливается на ПК, работающий под управлением ОС Windows.
С помощью прикладного ПО можно осуществлять следующие действия:
устанавливать пороговые значений по ЭД и МЭД;
устанавливать время и дату;
устанавливать интервал записи истории измерений МЭД;
считывать информацию из намят дозиметра (историю).
Разделение ПО с выделением метрологически значимой части нс предусмотрено. К метрологи чески значимому относится все ПО.
Запись встроенного ПО (про1раммы микропроцессора) в энергонезависимую намять дозиметра осуществляется в процессе производства при помощи специального оборудования изготовителя. ПО защищено от преднамеренных и непреднамеренных изменений защитной пломбой. Кроме того, контроль защиты встроенного НО осуществляется проверкой отсутствия сообщений об ошибках при тестировании дозиметров, целостностью пломбы на дозиметрах и соответствия версии встроенного ПО, индицируемого в режиме индикации версии встроенного ПО. номеру версии, записанной в разделе «Свидетельство о приемке» руководства но эксплуатации (далее РЭ) на дозиметры.
Контроль защиты прикладного ПО осуществляется сравнением версии и контрольной суммы, рассчитанной но методу MD5, записанными в разделе «Свидетельство о приемке» РЭ на дозиметры, с полученными при рабою дозиметра в режиме связи с ПК. Расчет контрольной суммы проводится стандартными средствами: Total Commander, Double Commander и др.
Фотография общего вида средств измерений представлена в приложении 1.
Схема (рисунок) с указанием места для нанесения знака поверки средств измерений представлена в приложении 2.
Схема пломбировки от несанкционированного дос туна представлена в приложении 3.
Обязательные метрологические требования: представлены в таблице I.
Таблица 1
Наименование характеристики
Значение, для модификации
ДКГ-РМ2012М
ДКГ-РМ2012МА
ДКГ-РМ2012МВ
Диапазон измерений МЭД, мкЗв ч
от 1,0 до 10 10*
Пределы допускаемой основной относительной погрешности дозиметров при измерении МЭД. %
Ц15 ‘ К,/Н)
±(10 + Kt/H * К2 Н)
I де II - измеренное значение МЭД в мЗв ч;
К, коэффициент, равный 0,02 мЗв ч;
Кг коэффициент, равный 0,002 (мЗв ч)'1
Диапазон измерении ЭД. мкЗв
от 1.0 до 9.99 106
от 1.0 до 14.9 10*
11ределы допускаемой основной относительной жмрешности дози-метров при измерении ЭД, %__
__ ±15
Основные технические характеристики и метрологические характеристики. нс относящиеся к обязательным метрологическим требованиям: представлены в таблице 2.
Таблица 2
Наименование характеристики
Значение, для модификации
ДКГ-РМ2О12М
ДКГ-РМ2012МА
ДКГ-РМ2012МВ
Диапазон индикации МЭД. мкЗв ч
от 0,01 до 13 -106
Диапазон установки порогового уровня МЭД, мкЗв ч
от 1.0 до 10 10ь
Дискретность установки порогового уровня МЭД
единица младшего индицируемою разряда
Диапазон индикации ЭД. мкЗв
от 0,01 до 9,99 10*
от 0,01 до 14,9 106
Диапазон установки и контроля пороговых уровней ЭД. мкЗв
от 1,0 до 9,99 10*
от 1.0 до 14,9 106
Дискретность установки пороговых уровней ЭД
единица младшею индицируемою разряда
Диапазон энергий измеряемого фотонного излучения, МэВ
от 0,06 до 3,00
Энергетическая зависимость дозиметров в режиме измерения МЭД относительно энергии 0,662 МэВ фотонною излучения радионуклида 1 ’ Cs, %, нс более
±30
Дискретность отсчета времени накопления ЭД
1 ч
1 мин
Пределы допускаемой дополнительной относительной потрешноети дозиметров при измерении МЭД, %:
при изменении температуры окружающею воздуха от нормальной (20 ±5) “С до минус 10 °C и от нормальной до плюс 50 °C
±5
при относительной влажности окружающего воздуха до 98 % при температуре плюс 35 °C
* 5
....
Найме!юванис характеристики
__Значение, для модификации
ДКГ-РМ2012М } ДКГ-РМ2012МА 1ДКГ-РМ2012МВ
при изменении напряжения питания от номинально! о значения до крайних значений напряжения питания
4:10
при воздействии магнитного ноля напряженностью 400 А/м
±5
при воздействии радиочастотных элсктромап 1ИТНЫХ полей
410
Сигнализация об обнаружении НТВ но ФОС
аналоговая шкала (три cei мен та красного цвета)
Сигнализация об обнаружении НТВ по МСВ
аналоговая шкала (три сегмента желтого цвета)
Напряжение питание. В:
от гальванического элемента пи-
। гания типа D _______
от внешнего источника питания постоянного тока
1,5 (-0,3: -0,1)
12 (-3; *24)
Время непрерывной работы дозиметров от одного комплекта элементов питания в нормальных условиях эксплуатации при использовании звуковой и световой сигнализаций не более 5 мин/сут, ч, нс менее
150
Габаритные размеры, мм. нс более
66x47x195
Масса, кг, нс более
0,77
Средний срок службы, лет, не менее
5
Наработка на отказ, ч, нс менее
10000
Среднее время восстановления, мин, нс более_____________________
60
Комплектность
Таблица 3
Наименование, тип
Обозначение
Количест во на модификацию, шт
ДКГ-РМ2012М
ДКГ-РМ2012МА
ДКТ-РМ2012МВ
Дозиметр I амма-излучепия с функцией обнаружения паров токсичных вещес тв ДКГ-РМ2012М
ТИГР.412155.004
1
------------------------------------------------- 1
Дозиметр гамма-излучения с функцией обнаружения паров токсичных веществ ДКГ-РМ2012МА
ТИГР.412155.0044)2
1
Дозиметр гамма-излучения с функцией обнаружения паров токсичных веществ
ДКГ-РМ2012МВ
ТИГР.412155.0044)4
1
Элемент питания ОР Alkaline LR20 size D1’
1
1
1
Комплект принадлежностей
ТИГР.305621.009
1
1
1
Руководст во но эксплуатации-'
ТИГР.412155.004 РЭ
1_
I
1
Наименование, тип
Обозначение
Количес
то на модификацию, шт
ДК1-РМ2012М
ДКТ-РМ2012МА
ДК1-PM20I2MB
Краткое руководс тво по эксплуатации
ТИГР.412155.004 КРЭ
1
1
1
Упаковка
ТИГР.305641.085
1
1
1
11 Допускается применение других элементов питания, аналогичных 'Всостав входит методика поверки.
по параметрам;
Место нанесения знака утверждения тина средств измерений: знак утверждения тина средств измерений наносится на титульный лист руководства но экенлуазании.
Поверка осуществляется но МРБ МП.1874-2015 «Дозиметры i амма-излучсния с функцией обнаружения паров токсичных веществ ДКГ-РМ2012М. Методика поверки» в редакции изменения № 1.
Сведения о методиках (методах) измерений: приведены в руководстве по эксплуатации.
Технические нормативные правовые акты и технические документы, устанавливающие: требования к тину средс тв измерений:
ТУВУ 100345122.050-2008 «Дозиметры гамма-излучения с функцией обнаружения паров токсичных веществ ДКГ-РМ2012М. Технические условия»:
ГОСТ 28271-89 «Дозиметры радиоме трические и дозиметрические носимые.
Общие технические требования и методы испытаний»;
ГОСТ 27451-87 «Средства измерений ионизирующих излучений. Общие технические условия»;
технический регламент Таможенного союза «Электромагнитная совместимость технических средств» (ТР ТС 020/2011);
технический регламент Таможенного союза «О безопасности низковольтного оборудования» (ТР ТС 004/2011);
методику поверки:
МРБ Ml 1.1874-2015 «Дозиметры iамма-излучсния с функцией обнаружения паров токсичных веществ ДКГ-РМ2О12М. Методика поверки» в редакции изменения № 1.
Перечень средств поверки: представлен в таблице 4.
Таблица 4
Термогигромстр UniTess Т1Ш1 ____
Эталонная дозиметрическая установка гамма-излучения по ГОС Г 8.087-2000 с набором
радионуклидных источников l37Cs_____
До з и м е т р га м м а -и з j [учения ДК1-РМ1211__
Секундомер электронный «Интеграл С-01» ________
Примечание - Допускается применять другие средства поверки, обеспечивающие определение метрологических характеристик с требуемой точностью.
Идент ификация upoi раммного обеспечения: представлена в таблице 5.
Таблица 5
_ Идентификационные данные (признаки) j ___Значение ______
_______________ ________Программа микропроцессорная________________________
Идентификационное наименование НО | ТИГР.00034.00.02.8
: Номер версии (идентификационный номер) НО нс ниже v 2.9*
__ Прикладное НО __
; Идентификационное наименование ПО_________РМ2012M.exe
Номер версии (идентификационный номер) НО__] нс ниже v 00034.00.00-03*
* При условии отсутствия влияния на метрологические характеристики. Текущий номер версии программы микропроцессора и прикладною ПО и контрольная сумма прикладною ПО приведены
i в разделе «Свидетельство о приемке» РЭ на дозиметры.
Заключение о соответствии утвержденного тина средств измерений требованиям технических нормативных правовых актов п или технической документации производителя: дозиметры гамма-излучения с функцией обнаружения паров токсичных веществ ДКГ-РМ2012М соответствуют требованиям ТУВУ 100345122.050-2008. ГОСТ 28271-89, ГОСТ 27451-87, ТР ТС 020/2011. ТР ТС 004 2011.
[category] => Дозиметры
[brand] => ООО "Полимастер", Беларусь, г.Минск
[country] => БЕЛАРУСЬ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83845-21
[name] => Вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные
[model] =>
[brand_full] => Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева" (ФГУП "ВНИИМ им. Д.И. Менделеева"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные (далее - вискозиметры) предназначены для измерений кинематической вязкости исследуемых жидкостей в лабораторных условиях.
[page_header] => Вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83845-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83845-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83845-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83845-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83845-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные (далее - вискозиметры) предназначены для измерений кинематической вязкости исследуемых жидкостей в лабораторных условиях.
Описание
Принцип действия основан на измерении времени истечения определенного объема исследуемой жидкости через капилляр вискозиметра под действием собственного веса и при постоянном контроле температуры.
Вискозиметры состоят из трех соединенных между собой стеклянных трубок, в одной из которых расположен капилляр и измерительный резервуар, ограниченный двумя кольцевыми рисками.
Вискозиметры представляют собой U-образную стеклянную трубку.
Вискозиметры изготавливают из химически стойкого лабораторного стекла. На широкой трубке каждого вискозиметра указывают заводской номер и год выпуска. Вискозиметры маркируют путем нанесения на сферической поверхности измерительного резервуара его номинального значения объема, а также меток, определяющих измерительный резервуар вискозиметра.
К вискозиметрам данного типа относятся вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные с заводскими номерами 921118, 850112, 760213, 150618, 981118, 700918, 861206, 030604, 931118, 870111, 951118, 780914, 961118, 010491, 941118, 1021118, 971118, 891118.
Общий вид вискозиметров представлен на рисунке 1.
Пломбирование вискозиметра не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид вискозиметра
Программное обеспечение отсутствует
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики вискозиметров представлены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1 - Метрологические характеристики вискозиметров
Заводской номер вискозиметра
Номинальное значение постоянной С, мм2/с2
Диапазон измерений вязкости, мм2/с
Пределы допускаемой относительной погрешности определения постоянных вискозиметров, %
Отклонение постоянной вискозиметра от номинального значения, %, не более
921118, 850112
0,0017
0,4 - 3,4
± (0,0109-ln(C) + 0,1214)*, где С - номинальное значение постоянной вискозиметра, мм2/с2
30
760213,
150618
0,005
1 - 10
981118
0,010
2 - 20
700918
0,017
3,4 - 34,0
861206, 030604
0,05
10 - 100
931118, 870111
0,17
34 - 340
951118, 780914
0,5
100 - 1000
961118, 010419
1,7
340 - 3400
941118,
1021118
5,0
1000 - 10000
971118
10,0
2000 - 20000
891118
17,0
3400 - 34000
* не более 0,2 %
Таблица 2 - Основные технические характеристики вискозиметров
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации вискозиметров:
- температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха, %
- атмосферное давление, кПа
20 ± 2
от 30 до 80 от 84,0 до 106,7
Габаритные размеры (Ш*В), мм, не более
55 х 610
Масса, кг, не более
0,2
Средний срок службы, лет Наработка на отказ, ч
25 48000
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации Хд 2.842.001 РЭ типографическим способом.
Комплектность
В таблице 3 представлена комплектность средства измерений.
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Вискозиметр стеклянный капиллярный эталонный
заводские номера 921118, 850112, 760213, 150618, 981118, 700918, 861206, 030604, 931118, 870111, 951118, 780914, 961118, 010491, 941118, 1021118, 971118, 891118
18 шт.
Футляр для вискозиметров
-
5 шт.
Руководство по эксплуатации
Хд 2.842.001 РЭ
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в п. 11 руководства по эксплуатации Хд 2.842.001 РЭ «Вискозиметры стеклянные капиллярные эталонные. Руководство по эксплуатации»
Нормативные документы
Техническая документация ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»
[category] => Вискозиметры
[brand] => ФГУП "ВНИИМ им.Д.И.Менделеева", г.С.-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 921118, 850112, 760213, 150618, 981118, 700918, 861206, 030604, 931118, 870111, 951118, 780914, 961118, 010491, 941118, 1021118, 971118, 891118
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 18
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 18
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Модули контроля качества электрической энергии трансформаторные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83861-21
[name] => Модули контроля качества электрической энергии трансформаторные
[model] => Инфосфера МИМ-Т 3.0
[brand_full] => Акционерное общество "ПКК Миландр" (АО "ПКК Миландр"), г. Москва
[preview_text] => Модули контроля качества электрической энергии трансформаторные Инфосфера МИМ-Т 3.0 (далее - модули) предназначены для измерений фазного напряжения переменного тока, частоты переменного тока, глубины провалов напряжения, коэффициента временного перенапряжения в однофазных и трёхфазных сетях переменного тока частотой 50 Гц с возможностью формирования и передачи информационных и управляющих электрических сигналов и сохранением результатов измерений в энергонезависимой памяти.
[page_header] => Модули контроля качества электрической энергии трансформаторные Инфосфера МИМ-Т 3.0
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83861-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83861-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83861-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83861-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83861-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Модули контроля качества электрической энергии трансформаторные Инфосфера МИМ-Т 3.0 (далее - модули) предназначены для измерений фазного напряжения переменного тока, частоты переменного тока, глубины провалов напряжения, коэффициента временного перенапряжения в однофазных и трёхфазных сетях переменного тока частотой 50 Гц с возможностью формирования и передачи информационных и управляющих электрических сигналов и сохранением результатов измерений в энергонезависимой памяти.
Описание
Принцип действия модулей основан на аналого-цифровом преобразовании мгновенных значений входных сигналов напряжения и силы переменного тока, их математической обработке, передачи их по интерфейсам связи.
Модули позволяют контролировать текущие параметры электросети и показатели качества электрической энергии (далее - ПКЭ) трехфазного переменного тока (либо в трех каналах однофазной сети, при условии наличия общего «нуля») и передавать по локальной приборной шине (далее - ЛПШ) следующие полученные значения параметров:
- усредненные среднеквадратичные значения фазных напряжений переменного тока (объединённые значения фазных напряжений переменного тока на интервалах 3 с, 10 мин, 2 часа);
- длительность провалов напряжения;
- длительность фазного перенапряжения;
- длительность прерывания фазного напряжения переменного тока;
- линейное напряжение переменного тока (среднеквадратичные значения);
- сила переменного тока (среднеквадратичные значения);
- частота основной гармоники каждой из фаз и суммарная частота;
- активная и реактивная электрическая мощность по каждой фазе;
- полная электрическая мощность по каждой фазе;
- углы межфазных сдвигов;
- углы сдвига между током и напряжением одной фазы (коэффициент мощности);
- суммарный коэффициент гармонических искажений напряжения переменного тока для каждой из фаз;
- коэффициенты гармонических составляющих напряжения переменного тока для каждой из фаз до 40-й гармоники.
Конструктивно модули выполнены в пластмассовом корпусе для крепления на DIN-рейку. На лицевой панели модулей размещены элементы индикации: «Питание», «Связь». На боковых панелях расположены клеммы для подключения силовых линий электросети, выходы для подключения исполнительных устройств и разъем ЛПШ.
Модули выпускаются в модификациях, отличающихся максимальным током шунта, сопротивлением измерительного шунта.
Структура условного обозначения модификаций модулей:
Инфосфера МИМ-Т 3.0 Х / Х Х Х Х
Торговая марка
Тип модуля
Номинальный ток шунта:
16 16,67 мА
40 40 мА
100 100 мА
Сопротивление измерительного шунта:
15 15 Ом
16 16 Ом
50 50 Ом
Тип корпуса:
- 5м ТН35
Интерфейсы:
- RS-485, 3 канала отключения нагрузки
Аксессуары в комплекте поставки:
- нет
а 8 разъемов : 6 2 pin,1*4 pin, 1x12 pin
Заводской номер наносится на маркировочную наклейку любым технологическим способом в виде цифрового кода.
Общий вид модулей представлен на рисунке 1. Нанесение знака поверки на модули в обязательном порядке не предусмотрено. Пломбирование мест настройки (регулировки) модулей не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид модулей
Программное обеспечение
Модули имеют встроенное программное обеспечение (далее - ПО), устанавливаемое в энергонезависимую память при изготовлении.
Встроенное ПО представляет собой микропрограмму, предназначенную для обеспечения нормального функционирования модулей и управления интерфейсом. Встроенное ПО реализовано аппаратно и является метрологически значимым.
Метрологические характеристики модулей нормированы с учетом влияния ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с рекомендациями Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО модулей приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные
Значение
Идентификационное наименование ПО
MDR32
Номер версии (идентификационный номер ПО), не ниже
V1.1
Цифровой идентификатор ПО
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальное значение фазного напряжения переменного иф.ном, В
230
Диапазон измерений фазного напряжения переменного тока, В
от 0,2 • иф.ном до 1,15' иф.ном
Пределы допускаемой приведенной (к номинальному значению) погрешности измерений фазного напряжения переменного тока, %
±0,5
Диапазон измерений частоты переменного тока, Гц
от 42,5 до 57,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты переменного тока, Гц
±0,05
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений глубины провалов напряжения 5ип, %
от 10 до 99
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений глубины провалов напряжения, %
±2,0
Диапазон измерений коэффициента временного перенапряжения КнерГ
от 1,0 до 1,15
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений коэффициента временного перенапряжения, %
±1,0
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Напряжение питания постоянного тока, В
12±2
Потребляемая мощность, В^А, не более
1,2
Габаритные размеры (длинахширинахвысота), мм, не более
104х68х51
Масса, кг, не более
0,15
Рабочие условия измерений:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность при температуре окружающей среды +30 °С, %
от -30 до +70 до 90
Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой, по ГОСТ 14254-2015
IP20
Средняя наработка на отказ, ч
100000
Средний срок службы, лет
10
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра, руководства по эксплуатации типографским способом и на маркировочную наклейку любым технологическим способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Модуль контроля качества электрической энергии трансформаторный Инфосфера МИМ-Т 3.0
—
1 шт.
Формуляр
ТСКЯ.411151.001ФО
1 экз.
Руководство по эксплуатации*
ТСКЯ.411151.001-31РЭ
1 экз.
Комплект монтажных частей**
ТСКЯ.464951.007
1 шт.
* - находится на сайте АО «ПКК Миландр», при необходимости поставляется по отдельному договору;
**- по отдельному договору.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 2 «Использование по назначению» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.655-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Средства измерений показателей качества электрической энергии. Общие технические требования»
ТСКЯ.411151.001-31ТУ «Модули контроля качества электрической энергии трансформаторные Инфосфера МИМ-Т 3.0. Технические условия»
[category] => Трансформаторы
[brand] => ЗАО "ПКК Миландр", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 3 года
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Счетчики статические активной энергии однофазные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83866-21
[name] => Счетчики статические активной энергии однофазные
[model] => "Гран-Электро СС-101"
[brand_full] => Научно-производственное общество с ограниченной ответственностью "ГРАН-СИСТЕМА-С" (НПООО "ГРАН-СИСТЕМА-С"), Республика Беларусь
[preview_text] => Область применения - промышленные предприятия, объекты коммунального хозяйства и энергосистемы. Счетчики могут применяться как автономно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии.
[page_header] => Счетчики статические активной энергии однофазные "Гран-Электро СС-101"
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83866-21-0011.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83866-21-0012.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83866-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83866-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83866-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83866-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Область применения - промышленные предприятия, объекты коммунального хозяйства и энергосистемы. Счетчики могут применяться как автономно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии.
Описание: Принцип действия счетчика заключается в преобразовании значений входного напряжения и силы тока в цифровые коды, с последующей обработкой микропроцессором. Микропроцессор реализует измерительные алгоритмы и управляет работой всех узлов счетчика.
Модификации счетчиков имеют одинаковые метрологические характеристики, единые схемно-технические решения и отличаются в зависимости от значения базового (максимального) тока, количества тарифов, наличию и типу интерфейсов связи, наличию импульсного испытательного выхода, размерами корпуса и наличию дополнительных функций.
Счетчики, в зависимости от модификации, предназначены для учета активной энергии по одной или по четырем тарифных зонам в двенадцати тарифных сезонах. Счетчики предназначены для подключения к сети непосредственно.
Счетчики, в зависимости от модификации, имеют основной и дополнительный пароли, аппаратную блокировку, обеспечивающие защиту от несанкционированного перепрограммирования счетчика в условиях эксплуатации. Структурная схема условного обозначения модификаций счетчиков представлена на рисунках 1 — 3
Счетчик статический активной энергии однофазный
Рисунок 1 - Структурная схема (начало)
«Гран-Электро СС-101
-
X,
х2
Х3
х4
X,
х6
Тарифность, базовый (максимальный) ток:
однотарифный, 5 (60) А
0
многотарифный, 5 (60) А
1
многотарифный, 5 (80) А
2
многотарифный, 10 (100) А
3
Интерфейс связи:
оптический
1
оптический + M-BUS
2
оптический + RS-485
4
Импульсный испытательный выход:
отсутствует
0
установлен
1
Конструктивное исполнение:
smart с возможностью установки модулей расширения
S
black с расширенным диапазоном температур
в
black с расширенным диапазоном температур, с возможностью установки модулей расширения и с уменьшенным
энергопотреблением
Е
black с расширенным диапазоном температур, с возможностью установки модулей расширения, с уменьшенным энергопотреблением и с протоколом DLMS
Р
компактное (NORAX) с расширенным диапазоном температур
N
компактное с расширенным диапазоном температур, с возможностью установки модулей расширения
Т
корпус с размерами кожуха, идентичными размерам кожуха индукционного счетчика с протоколом DLMS
Z
корпус с размерами кожуха, идентичными размерам кожуха индукционного счетчика
F
Функция управления нагрузкой (реле управление нагрузкой):
отсутствует
имеется
С
Источник питания:
отсутствует
внутренний источник питания для RS-485
А
Рисунок 2 - Структурная схема (продолжение)
«Гран-Электро CC-lOl-X^XjX.rXrXfi -
х7
X8
x9
Хю
Xh »
Дополнительные интерфейсы:
1) Вариант исполнения с радиомодулем (868 МГц):
отсутствует
радиомодуль со встроенной антенной
RFt
радиомодуль с внешней антенной
RFtext
радиомодуль с модулем антенным, где XX длина кабеля антенны (максимум до 100 м)
RFtA
XX
радиомодуль с модулем антенным увеличенной дальностью покрытия,
где XX длина кабеля антенны (максимум до 100 м)
RFtB
XX
2) Вариант исполнения с радиомодулем (433 МГц):
отсутствует
радиомодуль со встроенной антенной
RFs
радиомодуль с внешней антенной
RFsE
радиомодуль с модулем антенным, где XX длина кабеля антенны (максимум до 100 м)
RFsA
XX
радиомодуль с модулем антенным увеличенной дальностью покрытия,
где XX длина кабеля антенны (максимум до 100 м)
RFsB
XX
3) Вариант исполнения с модемом, друтими интерфейсами:
отсутствует
GSM-модем
GSM
GPRS-модем
GPRS
3 G-модемJ
3G
WiFi
WIFI
NB-IoT
NB
Датчик воздействия магнитного поля:
отсутствует
установлен
H
Дополнительные функции:
отсутствуют
имеется измеритель тока в нейтрали
T
Дополнительные метрологические характеристики:
отсутствуют
класс точности по активной энергии 0,5
M
измерение напряжения, силы тока и частоты с нормируемыми метрологическими характеристиками
Ml
Рисунок 3 - Структурная схема (окончание)
Обязательные метрологические требования:
Таблица 1 - Обязательные метрологические требования
Наименование характеристики
Значение для счетчиков класса точности
1
0,5
Класс точности по ГОСТ 31819.21-2012
1
см. таблицу 2
Базовый ток 1б (максимальный ток 1макс), А (в зависимости от модификации)
5 (60), 5 (80), 10(100)
5 (60), 5 (80)
Чувствительность при UHOm и созф=1
0,00
41б
Диапазон измерения напряжения переменного тока для «Гран-Электро CC-101-XiX2X3B(Z, F, Е, Р)-Х5-Х7-Х8-X9X10-MI», В
от 207 до 253
-
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения напряжения переменного тока для «Гран-Электро CC-101-XiX2X3B(Z, F, Е, Р)-Х5-Х7-Х8-
X9Xio-Ml»,%
±0,4
-
Диапазон измерения силы переменного тока для «Гран-Электро CC-101-XjX2X3B(Z, F, Е, Р)-Х5-Х7-Х8-
X9X10-MI», А
от 0,5 до 60,0
-
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения силы переменного тока для «Гран-Электро CC-101-XiX2X3B(Z, F, Е, Р)-Х5-Х7-Х8-
Х9Хю-М1»,%
±1,0
-
Диапазон измерения частоты сети для «Гран-Электро CC-101-XlX2X3B(Z, F, Е, Р)-Х5-Х7-Х8-Х9Х|0-М1», Гц
от 47,5 до 52,5
-
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения частоты для модификации «Гран-Электро CC-101-XiX2X3B(Z, F, Е, Р)-Х5-Х7-Х8-Х9Хю-М1», %
±0,10
-
Суточный ход встроенных часов в нормальных условиях, с, не более
±1
Таблица 2 - Пределы допускаемых погрешностей измерения активной энергии, не попадающие под требования ГОСТ 31819.21-2012 _________________
Наименование характеристики
Значение
Пределы основной относительной погрешности измерения активной энергии, %, при
0,051б < I < 0,101б при costp = 1
±0,75
0,10- Io I < 0,20 Тб при costp = 0,5
±0,75
0,10 Тб < I < 1макс при COStp = 1
±0,50
0.20 Тб < I < 1Макс при costp = 0,5
±0,50
Пределы дополнительной погрешности измерения активной энергии, вызванные изменением напряжения в пределах ±10 %, %
0,051б < I < 0,10Тб при costp = 1
±0,40
0,10 Тб < I < 1Макс при costp = 0,5
±0,60
Пределы дополнительной погрешности измерения активной энергии, вызванные изменением частоты в пределах ±2 %, %
0,051б < I < ОДОТб при costp = 1
±0,40
0,10 Тб < I < 1Макс при costp = 0,5
±0,60
Средний температурный коэффициент при измерении активной энергии, %/К, не более
0,10 Тб < I < 1Макс при costp = 1
±0,03
0,20 1б < I < Гмакс При costp = 0,5
±0,05
Примечание - Пределы допускаемых погрешностей счетчика при измерении активной энергии (класс 0,5 по ТУ BY 100832277.004-2006), не указанных в таблице, соответствуют значениям по ГОСТ 31819.21-2012 для счетчиков класса точности 1
Технические характеристики
Таблица 3 - Основные технические характеристики и метрологические характеристики, не относящиеся к обязательным метрологическим требованиям
Наименование характеристики
Значение
1
2
Номинальное напряжение (UHOM), В
230
Установленный рабочий диапазон напряжений
ОТ 0,9 Uhom ДО 1 s 1 Гном
Предельный рабочий диапазон напряжений
ОТ 0,8'LJном ДО 1,15’Гном
Номинальная частота сети при измерении энергии , Гц
50
Рабочий диапазон частоты сети, Гц
от 49 до 51
Изменение суточного хода встроенных часов при отклонении температуры от 23 °C в диапазоне температур от минус 25 °C до плюс 55 °C, для модификации «Гран-Электро СС-101-X 1X2X38(8)», с/°С, не более
±0,15
1
2
Активная потребляемая мощность в цепи напряжения при номинальном напряжении, нормальной температуре и номинальной частоте, Вт, не более: для «Гран-Электро CC-101-X,X2X3S(B, N, Т)-Х5-Х6-Х7-Xg-XgXio-Xn»,
без дополнительных интерфейсов с дополнительными интерфейсами в режиме ожидания в режиме передачи
для «Гран-Электро CC-101-XiX2X3Z(F, Е, Р)-Х5-Х6-Х7-Xg-XgXio-Xn»»:
в режиме ожидания
в режиме передачи
1,0
1,5
2,0
0,5
0,6
Полная потребляемая мощность в цепи напряжения при номинальном напряжении, нормальной температуре и номинальной частоте, ВА, не более:
для «Гран-Электро CC-101-XiX2X3S(B, N, Т)-Х5-Х6-Х7-
Х8-Х9Х10-ХП»,
для «Гран-Электро CC-101-X(X2X3Z(F, Е, Р)-Х5-Х6-Х7-
Х8-Х9Х|о-Хц»
2,0
0,7
Полная потребляемая мощность в цепи тока при базовом токе, нормальной температуре и номинальной частоте, В А, не более:
для «Гран-Электро CC-101-XiX2X3S(B, Т)-Х5-Х6-Х7-Х8-
для «Гран-Электро CC-101-XiX2X3Z(N, F, Е, Р)-Х5-Х6-ХгХв-ХЛо-Хц»
0,10
0,05
Испытательные выходы
импульсный (в зависимости от модификации); оптический
Максимальное значение постоянной счетчика, имп./(кВт-ч) (в зависимости от модификации)
10000,6400, 5000; 3200
Оптический интерфейс
по ГОСТ IEC 61107-2011
Скорость обмена по оптическому интерфейсу, бит/с (в зависимости от модификации)
от 300 до 19 200
Цифровой интерфейс
(в зависимости от модификации)
M-BUS, RS-485, радиомодуль (RFt. RFtext, RFtA, RFtB, RFs, RFsE, RFsA, RFsB), GSM-модем, GPRS-модем, ЗО-модем, WiFi, NB-IoT или отсутствует
Скорость обмена по цифровому интерфейсу, бит/с (в зависимости от модификации)
от 100 до 19 200
Количество тарифных зон (тарифов)
от 1 до 4
Количество программируемых моментов переключения тарифов в день (в зависимости от модификации)
8, 24 или 48
Количество тарифных сезонов
до 12
Количество тарифных расписаний (в зависимости от модификации)
1 или 2
ВЕРНО
СЕКРЕТ ИРЬ-РЕФЕРЕНТ
1
2
Глубина хранения значений накопленной энергии в целом и с разбивкой по 4 тарифам:
модификации «Гран-Электро CC-1O1-X1X2X3S(B, F, Р, Е)-Х5-Х6-Х7-Х8-Х9Х10-Х11»
на начало суток
на начало месяца
на начало года
модификация «Гран-Электро СС-101-XXXN» на начало месяца
всех дней текущего месяца; текущего и 23 (18) предыдущих; текущего и 7 предыдущих;
текущего и 12 предыдущих
Глубина хранения значений максимальной мощности за месяц в целом и с разбивкой по 4 тарифам модификации «Гран-Электро CC-101-XiX2X3S(B, F, Е)-X5-X6-X7-Xs-X9X10-Xii»
модификация «Гран-Электро CC-IOI-IX2ON-X9»
за текущий и 23 предыдущих за текущий и 12 предыдущих
Интервал усреднения мощности, мин (в зависимости от модификации)
Зи 30 или программируется
Глубина хранения профиля нагрузки при 30-минутном интервале усреднения в модификации «Гран-Электро СС-101- XIX2X3S(B, F, E)-X5-X6-X7-X8-X9Xio-Xii», дней
60
Время хранения информации при отключении питания
в течение срока службы счетчика
Корректировка времени (при суммарном времени коррекции в месяц не более 30 мин)
программно через цифровой или оптический интерфейсы
Защита от несанкционированного перепрограммирования счетчика в зависимости от модификации
программная (пароли) и аппаратная (ключ)
Наличие архивов (журнала событий)
архив ошибок, состояния сети, корректировок
Сохранение работоспособности таймера при отключении сетевого питания, лет, не менее
5 (8 с дополнительной батарейкой)
Класс оборудования по степени защиты от поражения электрическим током по ГОСТ 12.2.007.0-75
II
Степень защиты, обеспечиваемая оболочками, в зависимости от модификации по ГОСТ 14254-2015
IP51, категория 2
IP54, категория 2
Установленный рабочий диапазон температур, 0 С
от минус 25 до плюс 55
Предельный рабочий диапазон температур, ° С: модификация «Гран-Электро CC-101-XiX2X3S-X5-X6-Х7-Х8-Х9»
модификация «Гран-Электро CC-101-XiX2X3B(F, Р, Е, Z, N, T)-X5-X7-X8-X9X10-Xi,»
от минус 25 до плюс 55;
от минус 40 до плюс 70
Относительная влажность в рабочих условиях, %
до 95 при температуре 30 °C
Предельный диапазон температур хранения и транспортирования,°C
от минус 25 до плюс 70
Средний срок службы, лет, не менее
32
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
220 000
Окончание таблицы 3
1
2
Габаритные размеры, мм, не более
(высота х ширина х глубина) модификация:
«Гран-Электро CC-101-XiX2X3S-X5-X6-X7-X8-X9»
«Гран-Электро CC-101-XiX2X3B(P, E)-X5-X7-X8-X9Xio-
Хц»
«Гран-Электро CC-101-XiX2X3B(P, E)-X5-X7-X8-X9Xi0-
Х,1»
«Гран-Электро СС-101 -XiX2X3Z(F)-X5-X7-X9X10-Xl 1»
«Гран-Электро СС-101 -X]X2X3N-X9»
«Гран-Электро СС-101 -Х1Х2Х3Т-Х7-Х9»
192 х 137x49 223 х 135,5 х 57,5
204 x 135,5 x 57,5
205,3 х 135 х 115
184 х 126x44
230 х 142 х 61
Масса, кг, не более, модификация:
«Гран-Электро CC-101-XiX2X3S(B, Е, Р, Т)-Х5-Х6-Х7-
X8-X9Xio-Xu»
«Гран-Электро CC-101-XiX2X3Z(F, N)-X5-X7-X8-X9X10-
X,i»
1 1,0
0,6
Комплектность
Наименование
Количество, шт.
1
2
Счетчик статический активной энергии однофазный «Гран-Электро СС-101»
1
Счетчики статические активной энергии однофазный «Гран-Электро СС-101». Паспорт
1
Счетчики статические активной энергии однофазные «Гран-Электро СС-101». Руководство по эксплуатации
1*
МРБ МП. 3010-2020 Счетчики статические активной энергии однофазные «Гран-Электро СС-101». Методика поверки
1*
Упаковка
1
Примечание
1) * - количество определяется договором на поставку;
2) Инструкция оператора по работе с последовательным каналом связи; инструкция по проверке параметров; инструкция оператора по работе с модулем расширения «GSM/GPRS-контроллер»; «OWMU0» программа сервиса (считывания данных) со счетчиков; «OWMU1» программа чтения и параметризации; «gsmlOl» программа настройки модуля расширения «GSM/GPRS-контроллер»; «WmuGSS» программа чтения/записи данных с электросчетчиков на платформе Android; «gss-nbiot» утилиты для настройки модуля NB-IoT; «gss-dlms» утилиты для приборов учета (DLMS протокол) см. www.strumen.by
ВЕРНО
СЕКРЕТ А?Ь-/Е ФЕРЕНТ
Место нанесения знака утверждения типа средств измерений: знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом, на переднюю панель счетчика методом лазерной гравировки или сеткографии.
Поверка счетчиков проводится по МРБ МП.ЗО 10-2020 "Система обеспечения единства измерений Республики Беларусь. Счетчики статические активной энергии однофазные «Гран-Электро СС-101». Методика поверки" в редакции извещения об изменении № 1.
Технические нормативные правовые акты и технические документы, устанавливающие:
требования к типу измерений:
ТУ BY 100832277.004-2006 Счетчики статические активной энергии однофазные «Гран-Электро СС-101». Технические условия.
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 31818.11-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии.
ГОСТ 31819.21-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
методики поверки:
МРБ МП. 1578-2006 Счетчики статические активной энергии однофазные
«Гран-Электро СС-101». Методика поверки.
МРБ МП. 3010-2020 Счетчики статические активной энергии однофазные
«Гран-Электро СС-101». Методика поверки.
ВЕРНО
СЕКРЕТ АРЬ-РЕФ
Перечень средств поверки:
Прибор комбинированный testo 608-Н2;
Установка высоковольтная измерительная (испытательная) УПУ-10;
Установка для поверки однофазных счетчиков электрической энергии УП 1000;
Счетчик электрической энергии однофазный электронный эталонный CL111;
Секундомер электронный С-01;
Частотомер электронно-счетный 43-81/1.
Идентификация программного обеспечения:
Информация о программном обеспечении представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Информация о программном обеспечении
Исполнение счетчика
Встроенное ПО
Прикладное ПО
Наименование
Версия
Наименование
Версия
«Гран-Электро
СС-101-XXXS»
msp430fe4272
1.Х4
OMWU.exe
l.XX.X.X/X
«Гран-Электро
СС-101-ХХХВ»
msp430fe4272
1.Х2
OMWU.exe
l.XX.X.X/X
«Гран-Электро СС-101-XXXF»
СС101НТ502
З.ХО
OMWU.exe
l.XX.X.X/X
«Г ран-Электро СС-101-ХХХЕ»
СС101_НТ502
З.ХО
OMWU.exe
l.XX.X.X/X
«Гран-Электро
СС-101-XXXZ»
К22-НТ5023-01
366А91А6
gss-dlms.exe
l.X.X.X
«Г ран-Электро СС-101-ХХХР»
К22-НТ5023-01
Е6А2В1С6
gss-dlms.exe
l.X.X.X
«Гран-Электро СС-101-XXXN»
02.01.1607
42В11017
gss-dlms.exe
l.X.X.X
«Гран-Электро
СС-101-ХХХТ»
03.06.1801
03.21.1903
02.28.1910
71В5А6А4 0AF51ADA 4062А2Е8
gss-dlms.exe
l.X.X.X
[category] => Счетчики электроэнергии
[brand] => НПООО "Гран-система-С", Беларусь, г.Минск
[country] => БЕЛАРУСЬ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 3 года
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Весы неавтоматического действия
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 14
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83862-21
[name] => Весы неавтоматического действия
[model] => BC
[brand_full] => Sartorius Lab Instruments GmbH & Co.KG, Германия
[preview_text] => Весы неавтоматического действия BC (далее - весы) предназначены для статических измерений массы.
[page_header] => Весы неавтоматического действия BC
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83862-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83862-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83862-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83862-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83862-21-0004.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/83862-21-0005.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/83862-21-0006.jpg
[7] => https://all-pribors.ru/pics/original/83862-21-0007.jpg
[8] => https://all-pribors.ru/pics/original/83862-21-0008.jpg
[9] => https://all-pribors.ru/pics/original/83862-21-0009.jpg
[10] => https://all-pribors.ru/pics/original/83862-21-0010.jpg
[11] => https://all-pribors.ru/pics/original/83862-21-0011.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83862-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83862-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83862-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83862-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Весы неавтоматического действия BC (далее - весы) предназначены для статических измерений массы.
Описание
Принцип действия весов основан на использовании электромагнитной силовой компенсации, при которой вес измеряемого груза уравновешивается силой взаимодействия электрического тока, протекающего по обмотке компенсационной катушки, с магнитным полем, создаваемым между полюсами постоянного магнита. Устойчивое равновесие механической системы весовой ячейки, жестко связанной с компенсационной катушкой, обеспечивается электронным регулятором. Если в нагрузке происходят изменения, то регулятор изменяет ток, протекающий через катушку, до тех пор, пока не восстановится прежнее среднее положение механической системы. Компенсационный ток, пропорциональный массе измеряемого груза, поступает в терминал для последующей обработки и индикации результатов измерений.
Конструктивно весы состоят из взвешивающего модуля и модуля терминала, расположенных в одном корпусе. Взвешивающий модуль включает в себя грузоприемную платформу, грузопередающее устройство, систему электромагнитной компенсации и устройство обработки цифровых данных. Модуль терминала оснащен дисплеем для отображения результатов измерений и управления весами.
Весы позволяют выполнять измерения в граммах и в каратах (1 кар (ct) = 0,2 г).
К данному типу средств измерений относятся модификации ВСА и ВСЕ, которые комплектуются одной из модификаций модуля терминала:
- BCA - терминал с цветным жидкокристаллическим дисплеем с сенсорным экраном (touch screen);
- BCE - терминал с сегментным жидкокристаллическим дисплеем (LC) с сенсорным экраном (touch screen).
Взвешивающие модули выпускаются в 24 (двадцати четырех) модификациях, отличающихся метрологическими и техническими характеристиками.
Обозначение модификации весов складывается из позиций Z1, Z2, где:
Z 1 - обозначение используемого терминала (BCA или BCE);
Z 2 - обозначение модификации взвешивающего модуля.
Например, BCA224I-1ORU означает наличие цветного жидкокристаллического дисплея, взвешивающего модуля с максимальной нагрузкой Max = 220 г, d = 0,0001 г и функции “isoCAL”.
Весы оснащены следующими устройствами (указанными ниже в соответствии с ГОСТ OIML R 76-1-2011):
- цифровым показывающим устройством с отличающимся делением шкалы (Т.2.5.4);
- устройством установки по уровню (Т.2.7.1);
- полуавтоматическим устройством установки нуля (Т.2.7.2.2);
- устройством первоначальной установки нуля (Т.2.7.2.4);
- устройством слежения за нулем (Т.2.7.3);
- полуавтоматическим устройством тарирования (Т.2.7.4);
- устройством уравновешивания тары (Т.2.7.4.1);
- устройством взвешивания тары (Т.2.7.4.2);
- устройством автоматической юстировки «isoCAL» (4.1.2.5);
- устройством полуавтоматической юстировки (4.1.2.5);
- возможностью вывода на печать (4.4.5);
- контролем возможных промахов (5.2);
- интерфейсами передачи данных: USB, RS 232С (5.3.6).
На дисплеях модулей терминала допускается применение двух видов логотипов изготовителя и цветовых схем оформления.
Общий вид модулей терминала со старым логотипом представлен на рисунках 1, 2.
Рисунок 1 - Общий вид модуля терминала BCA с элементами оранжевого цвета
Рисунок 2 - Общий вид модуля терминала BCE с элементами оранжевого цвета
Общий вид модулей терминала с новым логотипом представлен на рисунках 3, 4.
Рисунок 3 - Общий вид модуля терминала BCA с элементами желтого цвета
Рисунок 4 - Общий вид модуля терминала ВСЕ с элементами желтого цвета
Общий вид весов представлен на рисунках 5 - 11.
Рисунок 5 - Общий вид весов ВСА с d = 0,1 мг:
BCA324I-1ORU;
BCA224I-1ORU;
BCA124I-1ORU;
BCA64I-1ORU
Рисунок 6 - Общий вид весов ВСЕ с d = 0,1 мг:
BCE224I-1ORU;
BCE124I-1ORU;
BCE64I-1ORU
Рисунок 7 - Общий вид весов ВСА с d = 1 мг:
BCA1203I-1ORU;
BCA623I-1ORU;
BCA423I-1ORU;
BCA323I-1ORU;
BCA223I-1ORU
Рисунок 8 - Общий вид весов ВСЕ с d = 1 мг: BCE623I-1ORU;
BCE423I-1ORU;
BCE323I-1ORU; BCE223I-1ORU
Рисунок 9 - Общий вид весов ВСЕ с d = 1 мг: BCE653I-1ORU
Рисунок 10 - Общий вид весов ВСА с d = 10 мг и 100 мг:
BCA6202I-1ORU;
BCA4202I-1ORU;
BCA3202I-1ORU;
BCA2202I-1ORU;
BCA1202I-1ORU;
BCA822I-1ORU;
BCA12201I-1ORU;
BCA10201I-1ORU;
BCA8201I-1ORU;
BCA5201I-1ORU;
BCA2201I-1ORU
Рисунок 11 - Общий вид весов ВСЕ с d = 10 мг, 100 мг и 1 г:
BCE6202I-1ORU;
BCE4202I-1ORU;
BCE3202I-1ORU;
BCE2202I-1ORU;
BCE1202I-1ORU;
BCE822I-1ORU;
BCE622I-1ORU;
BCE8201I-1ORU;
BCE5201I-1ORU;
BCE2201I-1ORU;
BCA8200I-10RU;
BCA6200I-10RU
Для защиты весов от несанкционированной настройки и вмешательства, которые могут привести к искажению результатов измерений, весы пломбируются контрольной этикеткой изготовителя. Место пломбирования и место нанесения таблички с заводским номером весов, знаком утверждения типа средств измерений, модификацией весов обозначены на рисунке 12. Место нанесения таблички с метрологическими характеристиками весов обозначено на рисунке 13. Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Табличка с заводским номером весов, знаком утверждения типа, модификацией весов
Место пломбирования весов от несанкционированного доступа
Рисунок 12
Табличка с метрологическими характеристиками весов
Рисунок 13
Маркировочные таблички весов приведены на рисунках 14 и 15. Информация на маркировочных табличках нанесена типографским способом. Заводской номер весов в виде цифрового обозначения, состоящего из десяти арабских цифр и модификации весов состоящая из буквенно-цифрового обозначения, состоящее из букв латинского алфавита и арабских цифр приведено на маркировочной табличке в виде наклейки, расположенной на задней стенке корпуса весов; табличка в виде наклейки с метрологическими характеристиками на боковой стенке корпуса весов.
Sartorius Lab Instruments GmbH & Co. KG, 37070 Goettingen, GermanyA
BCE6202I-10RU 15V ~ 4W (max.) ZIAS
DUCQ£U£I lunu 2020-05-05 < £ Г7ПЭ
S/N0038902250 |||||||||||||||||||||||| Made in Germany C^* US
Рисунок 14 -Табличка с заводским номером весов, знаком утверждения типа, модификацией весов
На табличке указана следующая информация:
1. Модификация весов;
2. Заводской номер весов;
3. Наименование и адрес изготовителя;
4. Дата производства весов;
5. Знак обращения продукции на рынке Евразийского экономического союза;
Знак утверждения типа
7. Напряжение питания весов и потребляемая мощность.
Sartorius Lab Instruments GmbH & Co. KG 37070 Goettingen, Germany R1 Max
Type ВС-EE GD
S/N 0038902250 2020 - 05 - 05 d =
CH-W1-19027
6200 g R2 Max
0,5 g Min
0,1 g
0,01g d =
31000 ct
5 ct
0,1 ct
+ 10°C/ +30°C
C € M 20 тог
Рисунок 15 - Табличка с метрологическими характеристиками весов
На табличке указана следующая информация:
1. Класс точности по ГОСТ OIML R76-1-2011;
2. Особый диапазон рабочих температур по ГОСТ OIML R76-1-2011;
3. Максимальная Max и минимальная нагрузка Min;
4. Поверочный интервал весов, e;
5. Действительная цена деления шкалы, d;
6. Заводской номер весов;
7. Дата производства весов;
8. Наименование и адрес изготовителя.
Программное обеспечение
В весах используется встроенное программное обеспечение (ПО), состоящее из двух частей (ПО взвешивающего модуля и ПО модуля терминала). ПО взвешивающего модуля выполняет функции по сбору и передаче измерительной информации. ПО модуля терминала выполняет функции по обработке и представлению измерительной информации.
Программное обеспечение заложено в микроконтроллерах весов в процессе производства. Идентификация ПО весов осуществляется путем просмотра номера версии ПО, для чего в весах ВСА: зайти в «Меню», выбрать «Информация о приборе», в весах ВСЕ: зайти в «Меню», выбрать ИНФО, выбрать ВЕРСИЯ для ПО модуля терминала, выбрать ВАС VER. для ПО взвешивающего модуля.
Конструкция весов исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.
Влияние ПО учтено при нормировании метрологических характеристик.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО для весов BCA
Идентификационные данные (признаки)
Значение для
ПО весов BCA
взвешивающего модуля
модуля терминала
Идентификационное наименование ПО
Version BAC
Version APC
Номер версии (идентификационный номер) ПО1)
00-60-01.xx.xx2)
01-74-01.xx.xx2)
01-74-02.xx.xx2)
01-74-03.xx.xx2)
Другие идентификационные признаки (ID)
CN 1ED9
CN 70DC CN 1715
CN 3A26
1) Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже указанного
2) “x” относится к метрологически-незначимой части программного обеспечения и может принимать значения от 0 до 9.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО для весов ВСЕ
Идентификационные данные (признаки)
Значение для
ПО весов Все
взвешивающего модуля
модуля терминала
Идентификационное наименование ПО
вас VER
ВЕРСИЯ
Номер версии (идентификационный номер) ПО1)
00.59.02-xx.xx2)
00.59.03-xx.xx2)
00.59.04-xx.xx2)
00.59.05-xx.xx2)
01.76.02-xx.xx2)
01.76.03-xx.xx2)
01.76.04-xx.xx2)
01.76.05-xx.xx2)
Другие идентификационные признаки (ID)
CN D936
CN B75A
CN 3A62
CN 827A
CN BAC6
CN 16BE
CN 41FA CN 9473
1) Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже указанного
2) “x” относится к метрологически-незначимой части программного обеспечения и может принимать значения от 0 до 9.
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики для взвешивающего модуля
Модификация взвешивающего модуля
3241-1ORU
2241-1ORU
124I-1ORU
64I-1ORU
1203I-1ORU
Класс точности по ГОСТ OIML R 76-1-2011
I
Максимальная нагрузка (Мах), г
320
220
120
60
1200
Минимальная нагрузка (Min), мг
10
10
10
10
100
Действительная цена деления (d), мг
ОД
0,1
ОД
0,1
1
Поверочный интервал весов, (е), мг
1
1
1
1
10
Число поверочных интервалов (п)
320000
220000
120000
60000
120000
Пределы допускаемой погрешности весов (шре) при поверке, мг, в интервалах взвешивания: от 10 мг до 50 г включ. св. 50 г до 200 г включ. св. 200 г до Мах включ. св. 50 г до Мах г включ. от 100 мг до 500 г включ. св. 500 г до 1200 г включ.
±0,5 ±1,0 ±1,5
±0,5 ±1,0 ±1,5
±0,5
±1,0
±0,5
±1,0
±5 ±10
Повторяемость (размах) показаний, не более
|тре|
Диапазон устройства выборки массы тары, г
от 0 до Мах
Диапазон устройства первоначальной установки нуля
от 0 до 20 % Мах
Диапазон установки на нуль (суммарный) устройств установки нуля и слежения за нулем
от 0 до 4 % Мах
Таблица 4 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики для взвешивающего модуля
Модификация взвешивающего модуля
6531-1ORU
623I-1ORU
423I-1ORU
323I-1ORU
223I-1ORU
Класс точности по ГОСТ OIML R 76-1-2011
II
Максимальная нагрузка (Мах), г
650
620
420
320
220
Минимальная нагрузка (Min), мг
20
20
20
20
20
Действительная цена деления (d), мг
1
1
1
1
1
Поверочный интервал весов, (е), мг
10
10
10
10
10
Число поверочных интервалов (п)
65000
62000
42000
32000
22000
Пределы допускаемой погрешности весов (шре) при поверке, мг, в интервалах взвешивания: от 20 мг до 50 г включ. св. 50 г до 200 г включ. св. 200 г до Мах включ.
±5 ±10 ±15
±5 ±10 ±15
±5 ±10 ±15
±5 ±10 ±15
±5 ±10 ±15
Повторяемость (размах) показаний, не более
|тре|
Диапазон устройства выборки массы тары, г
от 0 до Мах
Диапазон устройства первоначальной установки нуля
от 0 до 20 % Мах
Диапазон установки на нуль (суммарный) устройств установки нуля и слежения за нулем
от 0 до 4 % Мах
Таблица 5 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики для взвешивающего модуля
Модификация взвешивающего модуля
62021-1ORU
42021-1ORU
3202I-1ORU
22021-1ORU
1202I-1ORU
Класс точности по ГОСТ OIML R 76-1-2011
II
Максимальная нагрузка (Мах), г
6200
4200
3200
2200
1200
Минимальная нагрузка (Min), мг
500
500
500
500
500
Действительная цена деления (d), мг
10
10
10
10
10
Поверочный интервал весов, (е), мг
100
100
100
100
100
Число поверочных интервалов (п)
62000
42000
32000
22000
12000
Пределы допускаемой погрешности весов (шре) при поверке, мг, в интервалах взвешивания: от 500 мг до 500 г включ. св. 500 г до 2000 г включ. св. 2000 г до Мах включ. св. 500 г до 1200 г включ.
±50 ±100 ±150
±50 ±100 ±150
±50 ±100 ±150
±50 ±100 ±150
±50
±100
Повторяемость (размах) показаний, не более
|тре|
Диапазон устройства выборки массы тары, г
от 0 до Мах
Диапазон устройства первоначальной установки нуля
от 0 до 20 % Мах
Диапазон установки на нуль (суммарный) устройств установки нуля и слежения за нулем
от 0 до 4 % Мах
Таблица б - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики для взвешивающего модуля
Модификация взвешивающего модуля
8221-1ORU
6221-1ORU
12201I-1ORU
10201I-10RU
8201I-1ORU
Класс точности по ГОСТ OIML R 76-1-2011
II
Максимальная нагрузка (Мах), г
820
622
12200
10200
8200
Минимальная нагрузка (Min), г
0,5
0,5
5
5
5
Действительная цена деления (d), г
0,01
0,01
ОД
ОД
ОД
Поверочный интервал весов, (е), г
ОД
ОД
1
1
1
Число поверочных интервалов (п)
8200
6200
12200
10200
8200
Пределы допускаемой погрешности весов (шре) при поверке, мг, в интервалах взвешивания: от 500 мг до 500 г включ.
св. 500 г до Мах включ. от 5 г до 5000 г включ. св. 5000 г до Мах включ.
±50 ±100
±50 ±100
±500 ±1000
±500 ±1000
±500 ±1000
Повторяемость (размах) показаний, не более
|тре|
Диапазон устройства выборки массы тары, г
от 0 до Мах
Диапазон устройства первоначальной установки нуля
от 0 до 20 % Мах
Диапазон установки на нуль (суммарный) устройств установки нуля и слежения за нулем
от 0 до 4 % Мах
Таблица 7 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики для взвешивающего модуля
Модификация взвешивающего модуля
5201I-1ORU
2201I-1ORU
82001-1ORU
62001-1ORU
Класс точности по ГОСТ OIML R 76-1-2011
I
Максимальная нагрузка (Мах), г
5200
2200
8200
6200
Минимальная нагрузка (Min), г
5
5
50
50
Действительная цена деления (d), г
ОД
ОД
1
1
Поверочный интервал весов, (е), г
ОД
ОД
1
1
Число поверочных интервалов (п)
52000
22000
8200
6200
Пределы допускаемой погрешности весов (шре) при поверке, г, в интервалах взвешивания: от 5 г до 500 г включ. св. 500 г до 2000 г включ. св. 2000 г до Мах включ. от 50 г до 5000 г включ.
св. 5000 г до Мах включ.
±0,05 ±0,10 ±0,15
±0,05 ±0,10 ±0,15
±0,5
±1,0
±0,5
±1,0
Повторяемость (размах) показаний, не более
|тре|
Диапазон устройства выборки массы тары, г
от 0 до Мах
Диапазон устройства первоначальной установки нуля
от 0 до 20 % Мах
Диапазон установки на нуль (суммарный) устройств установки нуля и слежения за нулем
от 0 до 4 % Мах
Таблица 8 - Основные технически характеристики
Наименование характеристики
Значение характеристики для взвешивающего модуля
Модификация взвешивающего модуля
324I-1ORU 2241-1ORU 124I-1ORU 64I-1ORU
1203I-1ORU
653I-1ORU
6231-1ORU
4231-1ORU
3231-1ORU
2231-1ORU
62021-1ORU 42021-1ORU 3202I-1ORU
22021-1ORU 1202I-1ORU 8221-1ORU 6221-1ORU
12201I-1ORU 10201I-10RU 8201I-1ORU 5201I-1ORU 2201I-1ORU 82001-1ORU 62001-1ORU
Время установления показаний, с, не более
2
1,5
Габаритные размеры грузоприемной платформы (диаметр или длина; ширина), мм, не более
90
120
120
182; 182
Условия эксплуатации:
- предельные значения температуры (Tmin, Тшах), °C с функцией isoCAL без функции isoCAL
+10, +30
+17, +27
+10, +30
- относительная влажность воздуха, %
от 15 до 80 (без конденсации)
Габаритные размеры (длина; ширина; высота), мм, не более:
320; 220; 360
320; 220; 150
320; 220; 360
320; 220; 95
Масса, кг, не более
6,5
4,8
6,5
7,0
Параметры электрического питания через блок питания:
- входное напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
- выходное напряжение постоянного тока, В
от 100+10 до 240+24 от 50+2,5 до 60+3 от 14,25 до 15,75
Потребляемая мощность, В А, не более
6
Средний срок службы весов, лет Вероятность безотказной работы за 2000 ч
10
0,95
Знак утверждения типа наносится
на маркировочную табличку с модификацией весов и на титульный лист Руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 9 - Комплектность весов неавтоматического действия BC
Наименование
Обозначение
Количество
Весы
-
1 шт.
Блок питания
-
1 шт.
Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 4 «Концепция управления», разделе 7 «Системные настройки», разделе 8 «Управление» Руководств по эксплуатации: «Весы неавтоматического действия BC. Модификации BCE6202I-1ORU; BCE4202I-1ORU; BCE3202I-1ORU; BCE2202I-1ORU; ВСЕ12021-1ORU; BCE822I-1ORU; BCE622I-1ORU; BCE8201I-1ORU; BCE5201I-1ORU; BCE2201I-1ORU. Руководство по эксплуатации»; «Весы неавтоматического действия BC. Модификации BCA324I-1ORU; BCA224I-1ORU; BCA124I-1ORU; BCA64I-1ORU; BCA1203I-1ORU; BCA623I-1ORU; BCA423I-1ORU; BCA323I-1ORU; BCA223I-1ORU. Руководство по эксплуатации»; «Весы неавтоматического действия BC. Модификации BCA6202I-1ORU; ВСА42021-10RU; BCA3202I-1ORU; BCA2202I-1ORU; BCA1202I-1ORU; BCA822I-1ORU; ВСА122011-10RU; BCA10201I-1ORU; BCA8201I-1ORU; BCA5201I-1ORU; BCA2201I-1ORU; ВСА82001-10RU; BCA6200I-10RU. Руководство по эксплуатации»; «Весы неавтоматического действия BC. Модификации ВСЕ224I-1ОRU; ВСЕ124I-1ОRU; ВСЕ64I-1ОRU; ВСЕ653I-1ОRU; ВСЕ623I-1ОRU; ВСЕ423I-1ОRU; ВСЕ323I-1ОRU; ВСЕ223I-1ОRU. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
ГОСТ OIML R 76-1-2011 ГСИ. Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания;
Государственная поверочная схема для средств измерений массы, утвержденная приказом Росстандарта от 4 июля 2022 г. № 1622;
Техническая документация Sartorius Lab Instruments GmbH & Co.KG, Германия.
[category] => Весы
[brand] => Фирма "Sartorius Lab Instruments GmbH & Co. KG", Германия
[country] => ГЕРМАНИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 65
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 11
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 65
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 02.04.2024
)
)
)
Трансформаторы тока
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 1
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83860-21
[name] => Трансформаторы тока
[model] => ТФНД-110
[brand_full] => "Запорожтрансформатор", Украина
[preview_text] => Трансформаторы тока ТФНД-110 (далее - трансформаторы тока) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока промышленной частоты.
[page_header] => Трансформаторы тока ТФНД-110
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83860-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83860-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83860-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83860-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83860-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Трансформаторы тока ТФНД-110 (далее - трансформаторы тока) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока промышленной частоты.
Описание
Принцип действия трансформаторов тока основан на законе электромагнитной индукции. Ток первичной обмотки трансформатора тока создает переменный магнитный поток в магнитопроводе, вследствие чего во вторичной обмотке создается ток, пропорциональный первичному току.
Внешний вид трансформаторов тока представляет собой опорную конструкцию. Выводы первичной обмотки расположены на верхней части трансформаторов тока. Выводы вторичной обмотки расположены на корпусе трансформатора тока и закрываются защитной металлической крышкой с целью ограничения доступа к измерительной цепи.
Трансформаторы тока изготовлены в исполнениях: ТФНД-110, ТФНД-110М, ТФНД-110-П, ТФНД-110М-П.
Климатическое исполнение У1 в соответствии с ГОСТ 15150-69.
Общий вид трансформатора тока представлен на рисунке 1.
Знак поверки наносится на крышку клеммной коробки или на свидетельство о поверке.
Заводской номер трансформатора наносится на самоклеящуюся информационную табличку (шильд) на корпусе.
Рисунок 1 - Общий вид средства измерений и место пломбировки от несанкционированного доступа
Программное обеспечение
Отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики ТФНД-110
Наименование характеристики
Значение
Заводской номер
541, 537, 563, 567, 564, 559, 557, 302, 337, 409, 538, 562, 396, 312, 34, 539,
413, 300
1071, 161, 168, 1567, 1564, 172, 305, 549
2377, 2190, 2375, 0241, 403, 390, 165, 173, 86, 376, 316,
3142
478,
476, 477
531, 522, 525
2153,
2008,
2123,
2468,
2442,
2459,
3359, 3363,
3286, 3369
5710, 5702, 5705, 4938, 4757, 4924
4824, 4914, 4910
7911, 7895, 7921
Год выпуска
1968
1969
1970
1972
1973
1975
1976
1978
1980
Номинальное напряжение, кВ
110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
126
Наименование характеристики
Значение
Номинальный первичный ток, А
750, 1500
Номинальный вторичный ток, А
1
Коэффициент трансформации
750/1, 1500/1
Класс точности
0,5
Номинальная частота, Гц
50, 60
Номинальная мощность вторичной обмотки, ВА
20, 25, 30, 50, 100
Таблица 2 - Основные технические характеристики ТФНД-110
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °C
от -45 до +40
Знак утверждения типа
Наносится на титульный лист паспорта трансформатора типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформатор тока
ТФНД-110
66 шт.
Трансформатор тока ТФНД-110. Паспорт
-
66 шт.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Общие сведения» паспорта трансформатора тока.
Нормативные документы
ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки.
[category] => Трансформаторы
[brand] => ПО "Запорожтрансформатор", Украина, г.Запорожье
[country] => УКРАИНА
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 541, 537, 563, 567, 564, 559, 557, 302, 337, 409, 538, 562, 396, 312, 34, 539, 413, 300, 1071, 161, 168, 1567, 1564, 172, 305, 549, 2377, 2190, 2375, 0241, 403, 390, 165, 173, 86, 376, 316, 3142, 478, 476, 477, 531, 522, 525, 2153, 2008, 2123, 2468, 2442, 2459, 3359, 3363, 3286, 3369, 5710, 5702, 5705, 4938, 4757, 4924, 4824, 4914, 4910, 7911, 7895, 7921
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 66
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 66
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Установка для измерения длины трубы
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83864-21
[name] => Установка для измерения длины трубы
[model] => УИДТ
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "Металлургическое машиностроение" (ООО НПФ "Метмаш"), г. Екатеринбург
[preview_text] => Установка для измерения длины трубы УИДТ (далее - установка) предназначена для поштучного измерения длины трубы.
[page_header] => Установка для измерения длины трубы УИДТ
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83864-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83864-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83864-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83864-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83864-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83864-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83864-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Установка для измерения длины трубы УИДТ (далее - установка) предназначена для поштучного измерения длины трубы.
Описание
Принцип действия установки заключается в измерении числа импульсов от энкодерного датчика, установленного на измерительной линейке, перемещающейся вдоль неподвижной трубы. При пересечении лучом первого лазерного датчика переднего торца трубы, установка подает сигнал начала измерения, сигнал от датчика поступает на вход контроллера. При пересечении лучом второго лазерного датчика заднего торца трубы, установка подает сигнал конца измерения, сигнал от датчика поступает на другой вход контроллера. Полученное значение числа импульсов умножается на цену деления импульса в миллиметрах и суммируется с фиксированным расстоянием между лазерными датчиками. Измеренное значение сохраняется в памяти контроллера. Установка реверсивная, измерение длины трубы происходит как в прямом, так и в обратном направлении.
Установка состоит из измерительной линейки, установленной на направляющей из алюминиевого профиля, измерительного шкафа и пульта управления.
Измерительная линейка представляет собой П-образный каркас (рисунок 2) с приводом (ST86-150 шаговый двигатель с энкодером), на торцах которого установлены два лазерных триангуляционных датчика серии LD3.2.
Шкаф измерительный состоит из блока питания и контроллера. Управление установкой осуществляется с помощью пульта управления со встроенным компьютером (рисунок 3).
К установке данного типа относится установка для измерения длины трубы УИДТ с заводским номером 120-133.00.01.00.00.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифрового обозначения указан на маркировочной табличке, расположенной на измерительном шкафу, методом лазерной гравировки.
Общий вид установки представлен на рисунке 1, схематическое изображение измерительной линейки в сборе - на рисунке 2, пульт управления - на рисунке 3.
Рисунок 1 - Общий вид установки
Рисунок 2 - Схематическое изображение линейки в сборе, где 1 - П-образный каркас из алюминиевого профиля; 2 - два лазерных триангуляционных датчика серии LD3.2; 3 - привод (ST86-150 шаговый двигатель с энкодером); 4 - кронштейны, 5 - поводок.
Рисунок 3 - Общий вид пульта управления
Пломбирование установки не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) установлено на компьютере, встроенном в пульт управления установки. ПО предназначено для автоматического поштучного измерения длины труб в потоке, наладки, калибровки, проверки точности и визуализации полученных данных на мониторе.
Уровень защиты ПО установки от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО УИДТ
Номер версии (идентификационный номер) ПО
V1.0
Цифровой идентификатор ПО
—
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон измерений длины трубы, м
от 6 до 13
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений длины трубы, мм
± 2
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
[category] =>
[brand] => ООО Научно-производственная фирма "Металлургическое машиностроение" (ООО НПФ "Метмаш"), г. Екатеринбург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 120-133.00.01.00.00
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[3] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[4] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Красноярская теплосеть АО "Енисейская ТГК (ТГК-13)"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83858-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Красноярская теплосеть АО "Енисейская ТГК (ТГК-13)"
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Красноярская теплосеть АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Красноярская теплосеть АО "Енисейская ТГК (ТГК-13)"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83858-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83858-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83858-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83858-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Красноярская теплосеть АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) «ЭКОМ-3000» c ГЛОНАСС-приемником и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ) на базе ГЛОНАСС-приемника типа ЭНКС-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ) и программное обеспечение (далее по тексту - ПО) программный комплекс (далее по тексту - ПК) «Энергосфера».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление и передача измерительной информации на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - субъекты оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежные субъекты, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с 3-го уровня настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию, получаемую посредством интеграции и/или в формате XML-макетов в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet, от АИИС КУЭ утвержденного типа.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения более ±0,1 с (программируемый параметр) сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
УСПД, периодически синхронизирует собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД равного ±1 с (программируемый параметр) и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и сервера АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче от ИИК в ИВК является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 8.0
Цифровой идентификатор ПО
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование объекта
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД / УСВ
Основная погрешность, %
Погрешность в рабочих условиях, %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
ПС 220 кВ Октябрьская, ЗРУ-10 кВ, 3 сек. 10 кВ, яч. 6, КЛ-10 кВ
ТЛК-СТ-10
Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 58720-14
НТМИ-10-66
Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 / ЭНКС-2 Рег. № 37328-15
активная реактивная
±1,2
±2,8
±4,0
±6,9
2
ПС 220 кВ Октябрьская, ЗРУ-10 кВ, 4 сек. 10 кВ, яч. 30, КЛ-10 кВ
ТЛК-СТ-10
Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 58720-14
НАМИ-10
Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12
активная реактивная
±1,0
±2,5
±4,0
±6,8
3
ПС 110 кВ Телевизорная, ЗРУ-10 кВ, 1 сек. 10 кВ, яч.13, КЛ-10 кВ
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59
НОМ-10-66
Кл.т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3
Рег. № 4947-75
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
активная реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1
4
ПС 110 кВ Телевизорная, ЗРУ-10 кВ, 2 сек. 10 кВ, яч. 50, КЛ-10 кВ
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59
НОМ-10-66
Кл.т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3
Рег. № 2611-70
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная реактивная
±1,1
±2,6
±3,1
±5,6
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с
±5
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд, 1=0,02(0,05)^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 4 от минус 40 до плюс 60 °C.
4 Кл. т. - класс точности, Ктт — коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн — коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № — регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденного типа.
6 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
аблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
4
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
- ток, % от Ihom
- частота, Гц
- коэффициент мощности cosф
- температура окружающей среды, оС
от 99 до 101
от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
- ток, % От Ihom
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, ОС
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, ОС
от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +35
от -40 до +60
от +10 до +30
от 0 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения УСВ, ОС
от -40 до +55
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
220000 2
165000 2
100000 24
35000
35000 1
Продолжение таблицы 3
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут.,
113
не менее
- при отключении питания, лет, не менее
40
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
45
месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее
10
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
3,5
средств измерений, лет, не менее
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в УСПД (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ филиала Красноярская теплосеть АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Трансформатор тока
ТЛК-СТ-10
6
Трансформатор тока
ТПЛ-10
4
Трансформатор напряжения
НТМИ-10-66
1
Трансформатор напряжения
НАМИ-10
1
Трансформатор напряжения
НОМ-10-66
6
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М.01
3
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М
1
Устройство сбора и передачи
данных
ЭКОМ-3000
1
Устройство синхронизации времени
ЭНКС-2
1
Сервер
VMware Virtual Platform
1
Программное обеспечение
ПК «Энергосфера»
1
Паспорт-Формуляр
РЭСС.411711.АИИС.945 ПФ
1
Сведения о методах измерений
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала Красноярская теплосеть АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => АО "РЭС Групп", г.Владимир
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 945
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Трансформаторы напряжения
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 3
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83843-21
[name] => Трансформаторы напряжения
[model] => ЗНОМ-15-63
[brand_full] => "Московский электрозавод им. В.В. Куйбышева", г. Москва
[preview_text] => Трансформаторы напряжения ЗНОМ-15-63 (далее по тексту - трансформаторы напряжения), изготовленные в период 1967 по 1975 гг., предназначены для применения в электрических цепях переменного тока промышленной частоты с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления.
[page_header] => Трансформаторы напряжения ЗНОМ-15-63
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83843-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83843-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83843-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83843-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83843-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-15-63 (далее по тексту - трансформаторы напряжения), изготовленные в период 1967 по 1975 гг., предназначены для применения в электрических цепях переменного тока промышленной частоты с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления.
Описание
Принцип действия трансформаторов заключается в преобразовании напряжения промышленной частоты в напряжение для измерения, а также для обеспечения гальванического разделения измерительных приборов от цепи высокого напряжения.
Трансформаторы являются однофазными, заземляемыми.
Трансформаторы состоят из магнитопровода, выполненного из электротехнической стали, обмоток с изоляцией и других конструктивных деталей, служащих для соединения отдельных частей в единую конструкцию.
Активная часть находится в баке, заполненном трансформаторным маслом. Баки и крышки трансформаторов сварены из немагнитной стали, так как трансформаторы предназначены для встраивания в пофазно-экранированные токопроводы и находятся в поле больших токов. Баки и крышки трансформаторов выполнены из листовой стали. Выводы первичной обмотки расположены на крышке бака. Выводы вторичных обмоток и заземляемый ввод первичной обмотки трансформаторов расположены на боковой стенке бака.
Трансформаторы напряжения выпущены в следующих модификациях:
- ЗНОМ-15-63 заводские №№ 18251, 19018, 19020, 19536, 20208, 20211, 23388, 25218, 25219;
- ЗНОМ-15-63У4 заводские №№ 31297, 31703, 31704, 35413, 35424, 37099.
Общий вид трансформаторов приведен на рисунке 1.
Пломбирование трансформаторов не предусмотрено. Нанесение знака поверки на трансформаторы напряжения не предусмотрено. Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, нанесен методом тиснения на информационную табличку в месте, указанном на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид средства измерений с указанием места нанесения заводского номера
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Модификация трансформатора
ЗНОМ-15-63
ЗНОМ-15-63У4
ЗНОМ-15-63У4
Заводской номер
18251, 19018, 19020, 19536, 20208, 20211,
23388, 25218, 25219
31297, 31703,
31704,
35413, 35424, 37099
Номинальное напряжение первичной обмотки, В
6000/^3
10000/^3
Номинальное напряжение
вторичной обмотки, В
100/^3
Номинальная частота Гном, Гц
50
Класс точности основной
вторичной обмотки по ГОСТ 1983
0,5
Номинальная мощность основной вторичной обмотки, ВнА
50
75
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -40 до +45
Знак утверждения типа
Нанесение знака утверждения типа на трансформаторы напряжения не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта трансформатора напряжения типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформатор напряжения
ЗНОМ-15-63
1 шт.
ЗНОМ-15-63У4
1 шт.
Паспорт
ЗНОМ-15-63
1 экз.
ЗНОМ-15-63У4
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Общие сведения» паспорта трансформатора напряжения
Нормативные документы
Техническая документация изготовителя
[category] => Трансформаторы
[brand] => МНПО "Электрозавод им.В.В.Куйбышева", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => ЗНОМ-15-63 заводские №№ 18251, 19018, 19020, 19536, 20208, 20211, 23388, 25218, 25219; ЗНОМ-15-63У4 заводские №№ 31297, 31703, 31704, 35413, 35424, 37099
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 15
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 15
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО "Мосэнерго" в части ТЭЦ-22 и котельных, входящих в состав филиала
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83846-21
[name] => Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО "Мосэнерго" в части ТЭЦ-22 и котельных, входящих в состав филиала
[model] =>
[brand_full] => Публичное акционерное общество энергетики и электрификации "Мосэнерго" (ПАО "Мосэнерго"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-22 и котельных, входящих в состав филиала (далее - АСКУТЭ ТЭЦ-22) предназначена для измерений объемного расхода, объема, массы, температуры, разности температур, давления и количества тепловой энергии, а также времени.
[page_header] => Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО "Мосэнерго" в части ТЭЦ-22 и котельных, входящих в состав филиала
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83846-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83846-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83846-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83846-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83846-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-22 и котельных, входящих в состав филиала (далее - АСКУТЭ ТЭЦ-22) предназначена для измерений объемного расхода, объема, массы, температуры, разности температур, давления и количества тепловой энергии, а также времени.
Описание
Принцип действия АСКУТЭ ТЭЦ-22 основан на измерениях параметров теплоносителя (объемный расход, объем, масса, температура, разность температур, давление) и количества тепловой энергии измерительными компонентами с последующей обработкой измерительной информации вычислительными компонентами.
АСКУТЭ ТЭЦ-22 представляет собой многофункциональную, проектно-компонуемую трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АСКУТЭ ТЭЦ-22 спроектирована для конкретного объекта из компонентов серийного изготовления, принимается как законченное изделие непосредственно на объекте эксплуатации (ИС-2 согласно ГОСТ Р 8.596-2002). АСКУТЭ ТЭЦ-22 осуществляет учет тепловой энергии и параметров теплоносителя на объектах ПАО «Мосэнерго»: ТЭЦ-22, РТС «Жулебино», РТС «Некрасовка», РТС «Перово». Перечень узлов учета (УУ) приведен в таблице 1.
Нижний уровень включает в свой состав измерительные компоненты (средства измерений утвержденного типа (далее - СИ)), размещенные на УУ, обеспечивающие измерение и передачу полученных данных на средний уровень АСКУТЭ ТЭЦ-22. Перечень СИ, которыми укомплектованы УУ приведен в таблице 2.
Средний уровень: связующие компоненты - устройства сбора и передачи данных (УСПД), вычислительная компонента - сервер измерительно-вычислительного комплекса (сервер ИВК), коммутационное оборудование и каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Верхний уровень состоит из сервера коммерческого учета (СКУ), установленного в центре обработки данных (ЦОД) ПАО «Мосэнерго», автоматизированных рабочих мест (АРМ) и вспомогательного оборудования.
Структурная схема АСКУТЭ ТЭЦ-22 приведена на рисунке 1.
Наименование
№
ТЭЦ-22
№
ТЭЦ-22
1
Магистраль М-1 «Кузьминки»
12
Подпиток т/с БЛ-9 (через деаэратор)
2
Магистраль М-12 «Вешняки»
13
Подпиток т/с БЛ-9 (помимо деаэратора)
3
Магистраль М-7 «Выхино»
14
Возврат конденсата с МНПЗ
4
Магистраль М-14 «Люблино»
15
Холодная вода
5
Магистраль М-5 «Орехово-Борисово»
16
Аварийный подпиток т\с от ТГ-10
6
Пар на МНПЗ (нитка А)
17
Аварийный подпиток т\с от ТГ-6
7
Пар на МНПЗ (нитка Б)
18
Аварийный подпиток т\с от ТГ-3
8
Пар на МНПЗ (Линия-3)
19
Наружный воздух
9
Пар на МНПЗ 40ата
20
Врезка в Магистраль №5
10
Подпиток теплосети Л-1
21
Врезка в Магистраль №7
11
Подпиток теплосети Л-2
-
-
Продолжение таблицы 1
Наименование
№
РТС «Жулебино»
№
РТС «Некрасовка»
№
РТС «Перово»
22
Вывод 1-я очередь
28
Вывод 1
34
Вывод
23
Вывод 2-я очередь
29
Вывод 2
35
Подпитка 1-очереди
24
Подпитка 1-очереди
30
Подпитка 1
36
Подпитка 2-очереди
25
Подпитка 2-очереди
31
Подпитка 2
37
Холодная вода 1
26
Холодная вода 1
32
Холодная вода 1
38
Холодная вода 2
27
Холодная вода 2
33
Холодная вода 2
39
Наружный воздух
Таблица 2 - Перечень СИ
№1
Наименование
Рег. № в ФИФ ОЕИ
Кол-во
1
2
3
4
1
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
72830-18
1 шт.
1 - 5, ОО ОО
- вычислитель УВП-280
53503-13
1 шт.
22, 23, 28 29
- расходомер-счетчик ультразвуковой «ВЗЛЕТ МР» (УРСВ-522ц)
28363-14
2 шт.
Z,O, z,27,
14
- комплект термометров сопротивления КТПТР-01
46156-10
2 комп.2
- датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
72888-18
2 шт.
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
72830-18
1 шт.
- вычислитель УВП-280
53503-13
1 шт.
6, 7, 8,
- диафрагма камерная стандартная ДКС ГОСТ 8.586-2005
-
1 шт.
9
- преобразователь дифференциального давления АИР-20/М2-Н/ДД
63044-16
2 шт.
- преобразователь абсолютного давления АИР-20/М2-Н/ДА
63044-16
1 шт.
- термометр сопротивления из платины технический ТПТ-13
46155-10
1 шт.
1
2
3
4
10 - 14,
24, 25,
30, 31,
35, 36
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
- вычислитель УВП-280
- теплосчетчик ВИС.Т3 исполнение ВС
- датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
- термометр сопротивления из платины технический ТПТ-13
72830-18 53503-13 67374-17 72888-18 46155-10
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
15
Комплекс учета энергоносителей ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе: - вычислитель УВП-280
- датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
- термометр сопротивления из платины технический ТПТ-13
48574-11
53503-13
72888-18
46155-10
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
16, 18
- счетчик-расходомер электромагнитный РМ5-Т
- датчик давления ИД-И-АЦ-К1
- термометр сопротивления из платины технический ТПТ-13
20699-11
26818-15
46155-10
1 шт.
1 шт.
1 шт.
17
- счетчик-расходомер электромагнитный РМ5-Т
- датчик давления МТ 100Р
- термометр сопротивления из платины технический ТПТ-13
20699-11 13094-01 46155-10
1 шт.
1 шт.
1 шт.
19
- вычислитель УВП-280
- преобразователь температуры термоэлектрический ТМТ
- датчик давления Сапфир-22МТ
18379-04
15422-96
15040-95
1 шт.
1 шт.
1 шт.
20, 21
- вычислитель УВП-280
- счетчик воды ультразвуковой Ирвикон СВ-200 П2
- преобразователи давления АИР-10Н-ДИ
- комплект термометров сопротивления КТПТР-01
53505-13
23451-13
31654-14
46156-10
1 шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт.
264, 274, 324, 334, 374, 384
- термометр сопротивления из платины технический ТПТ-13
46155-10
1 шт.
39
- вычислитель УВП-280
- термопреобразователь сопротивления ТСМ 9418
53503-13
15196-06
1 шт.
1 шт.
1 Приведена нумерация в соответствии с таблицей 1;
2 Используется два комплекта термометров сопротивления КТПТР-01, датчики температуры из первой пары комплектов установлены на прямом и обратном трубопроводе магистрали непосредственно рядом с расходомерами-счетчиками ультразвуковыми «ВЗЛЕТ МР», датчики из второй пары комплектов вынесены к границе балансовой принадлежности;
3 Исполнение ТПТ-1-3;
4 Данные УУ для подключения термометров сопротивления из платины технических ТПТ-1 используют УВП-280 из состава другого УУ, соответственно: УУ 26 подключается через УВП-280 из состава УУ 24; УУ 27 подключается через УВП-280 из состава УУ 25; УУ 32 подключается через УВП-280 из состава УУ 30; УУ 33 подключается через УВП-280 из состава УУ 31; УУ 37 подключается через УВП-280 из состава УУ 35; УУ 38 подключается через УВП-280 из состава УУ 36.
АСКУТЭ ТЭЦ-22 оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ осуществляет привязку результатов измерений к меткам времени в шкале единого системного времени. СОЕВ формируется на всех уровнях АСКУТЭ ТЭЦ-22, где используются средства измерений и вычислений, подразумевающих синхронизацию времени от источника сигналов единого времени. УСПД подключены к серверам синхронизации времени типа ССВ-1Г (рег. № 39485-08), которые непрерывно обрабатывают данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковых навигационных систем. Безусловная синхронизация времени осуществляется по протоколу NTP сервером синхронизации времени ССВ-1Г и УСПД. Синхронизация часов теплосчетчиков выполняется при каждом чтении данных (не реже одного раза в час) при расхождении показаний часов на величину более чем ±2 секунды. Функцию корректировки часов теплосчетчиков выполняет УСПД.
Допускается замена СИ из состава АСКУТЭ ТЭЦ-22 на аналогичные утвержденного типа, допущенные к применению в установленном порядке, метрологические характеристики которых обеспечивают метрологические и технические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-22, приведенные в таблицах 5 - 9. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АСКУТЭ ТЭЦ-22 как их неотъемлемая часть.
АСКУТЭ ТЭЦ-22 позволяет по цифровым интерфейсам опрашивать теплосчетчики, установленные у сторонних организаций, при этом метрологические характеристики данных измерительных каналов не нормируются.
АСКУТЭ ТЭЦ-22 выполняет следующие функции:
- измерение количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии, используемых для формирования данных коммерческого учета;
- ведение единого времени при выполнении измерений количества тепловой энергии и параметров теплоносителя;
- периодический (часовые, суточные, месячные значения) сбор результатов измерений тепловой энергии и параметров теплоносителя;
- дистанционный сбор архивных данных, мгновенных значений (по запросу) со СИ нижнего уровня;
- хранение и ведение базы данных параметров теплоносителей;
- обеспечение доступа операторов к текущей и архивной информации в виде таблиц, графиков, ведомостей, отчетов, отображаемых на экране и выводимых на печать;
- информационное взаимодействие с внешними и смежными системами;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне.
Пломбирование СИ нижнего уровня, а также связующих и вычислительных компонентов среднего и верхнего уровней АСКУТЭ ТЭЦ-22, проводится в соответствии с конструкторской, технической и эксплуатационной документацией на них. Нанесение знака поверки на АСКУТЭ ТЭЦ-22 не предусмотрено. Заводской номер АСКУТЭ ТЭЦ-22 указан в формуляре.
Рисунок 1 - Структурная схема АСКУТЭ ТЭЦ-22
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) АСКУТЭ ТЭЦ-22 включает в свой состав:
- ПО нижнего уровня (НУ), данное ПО установлено в СИ, применяемых в составе АСКУТЭ ТЭЦ-22, идентификационные данные ПО НУ в соответствии с описаниями типа на данные СИ;
- ПО среднего уровня (СУ), идентификационные данные ПО СУ в соответствии с таблицей 3. ПО СУ устанавливается на сервер измерительно-вычислительного комплекса АСКУТЭ ТЭЦ-22 и реализует следующие функции:
- сбор измерительной информации с НУ;
- вычисление средневзвешенной энтальпии теплоносителя в обратных трубопроводах главных магистралей ТЭЦ-22;
- вычисление тепловой энергии в соответствии с заложенными алгоритмами;
- вычисление объема подпиточной воды;
- обеспечение работоспособности СОЕВ;
- передача измерительной информации на верхний уровень.
- ПО верхнего уровня (ВУ), идентификационные данные ПО ВУ в соответствии с таблицей 4. ПО ВУ устанавливается на сервер коммерческого учета АСКУТЭ ТЭЦ-22 размещенный в центре обработки данных (ЦОД) ПАО «Мосэнерго» и реализует следующие функции:
- сбор, хранение и обработка первичных (немодифицированных) данных об отпуске тепловой энергии и параметрах теплоносителя, полученных с нижнего и среднего уровней;
- вычисление суммарной тепловой энергии;
- формирование замещающих значений (досчетов) посредством алгоритмов, учитывающих определение количества тепловой энергии и теплоносителя при работе СИ НУ в нештатных режимах;
- формирование итоговых ведомостей, протокола и Акта отпуска тепловой энергии и расхода теплоносителей от объекта генерации;
- накопление и обработка данных в отдельном аналитическом хранилище данных, их анализ и отображение, а также предоставление регламентированной отчетности;
- мониторинг, аудит работоспособности и обработки диагностической информации от компонентов нижнего, среднего и верхнего уровней АСКУТЭ ТЭЦ-22;
- централизованное ведение паспортов по объектам коммерческого учета и справочников, используемых для обеспечения информационной совместимости функциональных подсистем ВУ АСКУТЭ ТЭЦ-22;
- обмен данными с внешними и смежными информационными системами;
- настройка ролей пользователей, администрирования действий пользователей, в соответствии с разработанной и утвержденной ролевой моделью;
- мониторинг (аудит) программных модулей ПО ВУ АСКУТЭ ТЭЦ-22;
- журналирование действий пользователей и работы АСКУТЭ ТЭЦ-22.
Н ормирование метрологических характеристик АСКУТЭ ТЭЦ-22 проведено с учетом влияния программного обеспечения.
Конструкция и монтаж оборудования среднего уровня АСКУТЭ ТЭЦ-22 предусматривает полное ограничение доступа к метрологически значимой части ПО СУ и измерительной информации (отсутствие программно-аппаратных интерфейсов связи, наличие механической защиты). Ограничение доступа к метрологически значимой части ПО ВУ и измерительной информации обеспечивается логином и паролем, а также введением журнала событий, при этом доступ к оборудованию размещенному в ЦОД ПАО «Мосэнерго» ограничен механическими средствами защиты и пропускным режимом. Уровень защиты ПО в соответствии с Р 50.2.077-2014:
- для ПО НУ - в соответствии с описаниями типа на СИ входящие в состав АСКУТЭ ТЭЦ-22;
- для ПО СУ - «высокий»;
- для ПО ВУ - «высокий».
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО СУ
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Наименование ПО
Теплоэнергоучет. Метролог
Идентификационное наименование ПО
US-ME
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.1.0
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)
E72C3A765F0313287A953BE75B6BE96F
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода
MD5
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО ВУ
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Модуль КУ ВУ АСКУТЭ, Филиал ТЭЦ-22
Номер версии (идентификационный номер) ПО
0.1.706
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)
f8408ebc184c12acf55e78be9c3c7bd8
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода
MD5
Технические характеристики
Таблица 5 - Метрологические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части ТЭЦ-22
Наименование характеристики
Значения, обеспечиваемые применяемыми СИ
Основные режимы ТЭЦ-22
1
2
3
1. Магистраль М-1 «Кузьминки» (DN1200)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 142,63 до 43197,12 от 142,63 до 43197,12
от 200 до 18000 от 200 до 18000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±2,49
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,60 до ±2,61
Диапазон измерений температуры, °С - подающий - обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий - обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef+ Et+ Ec, но не более ±6,5
от ±1,61 до ±4,09
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
1
2
3
2. Магистраль М-12 «Вешняки» (DN1400)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий - обратный
от 194,14 до 58796,08 от 194,14 до 58796,08
от 500 до 18000 от 500 до 18000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±1,56
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,60 до ±1,68
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef+ Et+ Ec, но не более ±6,5
от ±1,61 до ±3,16
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
3. Магистраль М-7 «Выхино» (DN1200)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 142,63 до 43197,12 от 142,63 до 43197,12
от 200 до 18000 от 200 до 18000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,47 до ±2,49
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,59 до±2,61
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
1
2
3
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef+ Et+ Ec, но не более ±6,5
от ±1,60 до ±4,09
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
4. Магистраль М-14 «Люблино» (DN1200)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий - обратный
от 142,63 до 43197,12 от 142,63 до 43197,12
от 200 до 18000 от 200 до 18000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,47 до ±2,49
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,59 до ±2,61
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef+ Et+ Ec, но не более ±6,5
от ±1,60 до ±4,09
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
1
2
3
5. Магистраль М-5 «Орехово-Борисово» (DN1000)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 99,05 до 29998 от 99,05 до 29998
от 150 до 12000 от 150 до 12000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,47 до±2,34
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,59до±2,46
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef+ Et+ Ec, но не более ±6,5
от ±1,60 до ±3,94
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий - обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
6. Пар на МНПЗ (нитка А) (DN400)
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
от 10,5 до 218,2
от 27,9 до 206,7
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±2,00 до ±3,00
от ±2,00 до ±3,00
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +450
от +250 до +295
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±1,00 до ±2,40
от ±1,60 до ±1,78
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения количества тепловой энергии, %
от ±2,11 до ±3,11
от ±2,11 до ±3,11
Диапазон измерений абсолютного давления, МПа
от 0,1 до 1,6
от 0,1 до 1,6
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,26 до ±0,52
от ±0,26 до ±0,52
1
2
3
7. Пар на МНПЗ (нитка Б) (DN400)
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
от 10,4 до 215,9
от 23,3 до 206,7
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±2,00 до ±3,00
от ±2,00 до ±3,00
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +450
от +250 до +295
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±1,00 до ±2,40
от ±1,60 до ±1,78
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения количества тепловой энергии, %
от ±2,11 до ±3,11
от ±2,11 до ±3,11
Диапазон измерений абсолютного давления, МПа
от 0,1 до 1,6
от 0,1 до 1,6
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,26 до ±0,52
от ±0,26 до ±0,52
8. Пар на МНПЗ (Линия-3) (DN400)
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
от 9,8 до 208,2
от 10,2 до 183,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±1,90 до ±3,00
от ±1,90 до ±3,00
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +450
от +250 до +290
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±1,00 до ±2,40
от ±1,60 до ±1,76
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения количества тепловой энергии, %
от ±2,01 до ±3,11
от ±2,01 до ±3,11
Диапазон измерений абсолютного давления, МПа
от 0,1 до 1,6
от 0,1 до 1,6
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,26 до ±0,52
от ±0,26 до ±0,52
9. Пар на МНПЗ 40 ата (DN150)
Диапазон измерений массового расхода, т/ч
от 1,37 до 32,69
от 1,53 до 28,80
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±1,80 до ±3,00
от ±1,80 до ±3,00
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +450
от +360 до +450
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±1,00 до ±2,40
от ±2,04 до ±2,40
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения количества тепловой энергии, %
от ±1,91 до ±3,11
от ±1,91 до ±3,11
Диапазон измерений абсолютного давления, МПа
от 0,1 до 6,0
от 3,5 до 6,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,26 до ±0,52
от ±0,26 до ±0,52
10. Подпиток теплосети Л-1 (DN300)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 2 до 500
от 2 до 500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,00
от ±0,6 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
1
2
3
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,20 до ±4,39
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±1,40 до ±4,23
11. Подпиток теплосети Л-2 (DN300)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 2,0 до 500
от 50 до 500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,00
от ±0,6 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,20 до ±4,39
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±1,40 до ±4,23
12. Подпиток т/с БЛ-9 (через деаэратор) (DN200)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 3,2 до 800
от 3,2 до 800
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,00
от ±0,6 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,20 до ±4,39
1
2
3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±1,40 до ±4,23
13. Подпиток т/с БЛ-9 (помимо деаэратора) (DN200)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 3,2 до 800
от 3,2 до 500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,00
от ±0,6 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,20 до ±4,39
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±1,40 до ±4,23
14. Возврат конденсата с МНПЗ (DN200)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 3,2 до 800
от 5 до350
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,00
от ±0,6 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
15. Холодная вода
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,59
от ±0,53 до ±0,59
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,40 до ±1,90
от ±0,40 до ±0,60
1
2
3
16. Аварийный подпиток т\с от ТГ-10 (DN200)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 1,0 до 1000
от 1,0 до 1000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,5 до ±2,00
от ±0,5 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,62 до ±2,12
от ±0,62 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0 до 0,63
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений давления, %
от ±1,5 до ±3,3
от ±1,5 до ±3,3
Диапазон измерений температуры, °С
от -196 до +500
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,35 до ±3,85
от ±0,35 до ±0,63
17. Аварийный подпиток т\с от ТГ-6 (DN300)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 2,5 до 2500
от 2,5 до 2500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,5 до ±2,0
от ±0,5 до ±2,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,62 до ±2,12
от ±0,62 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0 до 0,63
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений давления, %
от ±2,0 до ±4,0
от ±2,0 до ±4,0
Диапазон измерений температуры, °С
от -196 до +500
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,35 до ±3,85
от ±0,35 до ±0,63
18. Аварийный подпиток т\с от ТГ-3 (DN300)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 10 до 2500
от 10 до 2500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,5 до ±2,0
от ±0,5 до ±2,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,62 до ±2,12
от ±0,62 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0 до 0,63
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений давления, %
от ±1,5 до ±3,3
от ±1,5 до ±3,3
Диапазон измерений температуры, °С
от -196 до +500
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С,
от ±0,35 до ±3,85
от ±0,35 до ±0,63
19. Наружный воздух
Диапазон измерений температуры наружного воздуха, °С
от -50 до +100
от -45 до +45
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С,
от ±0,4 до ±0,9
от ±0,4 до ±0,63
Диапазон измерений абсолютного давления, кПа
от 0 до 160
от 0 до 160
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений давления, %
до ±0,504
до ±0,504
1
2
3
20. Врезка в Магистраль №5 (DN800)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 40 до 16000 от 40 до 16000
от 64 до 16000 от 64 до 16000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от±1,01 до ±5,0
от±1,01 до ±3,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±1,13 до ±5,12
от ±1,13 до ±3,62
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от +3 до +180
от +20 до +86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур, %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
±2+4-Abmi/At+0,01 •Gmax/G, но не более ±6,5
от±2,15 до±5,1
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 2,5 от 0 до 2,5
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,26 до ±0,55 от ±0,26 до ±0,55
от ±0,26 до ±0,55 от ±0,26 до ±0,55
21. Врезка в Магистраль №7
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий (DN1000)
- обратный (DN1200)
от 100 до 25000 от 160 до 40000
от 160 до 25000 от 256 до 40000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от±1,0 до ±5,0
от±1,0 до ±2,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от±1,12 до ±5,12
от±1,12 до ±2,12
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
1
2
3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур, %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
:(2-4^Atm„/At-0,0rGmixG, но не более ±6,5
от±2,15 до ±4,16
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 2,5 от 0 до 2,5
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,26 до ±0,55 от ±0,26 до ±0,55
от ±0,26 до ±0,55 от ±0,26 до ±0,55
СОЕВ
Пределы абсолютной погрешности синхронизации измерительных и вычислительных компонентов с мировым временем, с/сутки
±5
Примечание - Указаны предельные значения погрешностей, конкретные значения зависят от условий измерений и определяются в соответствии с документом
40166302.289939190.012.МВИ.22.01 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений
количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя
ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-22 и котельных, входящих в состав филиала. ТЭЦ-22 Методика измерений»;
- При определении пределов допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, в качестве диапазона измерений принимается значения, указанные в столбце 2
Таблица 6 - Метрологические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части РТС «Жулебино»
Наименование характеристики
Значения, обеспечиваемые применяемыми СИ
Основные режимы РТС «Жулебино»
1
2
3
22. Вывод 1-я очередь (DN800)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 63,39 до 19198,72 от 63,39 до 19198,72
от 200 до 5000 от 200 до 5000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (E f), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,49 до ±1,36
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,61 до±1,48
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий - обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
1
2
3
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (E t), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (E c), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
E f + E t + E c , но не более ±6,5
от ±1,62 до ±2,96
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
23. Вывод 2-я очередь (DN800)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 63,39 до 19198,72 от 63,39 до 19198,72
от 200 до 5000 от 200 до 5000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (E f), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,49 до±1,36
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,61 до±1,48
Диапазон измерений температуры, °С - подающий - обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий - обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (E t), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (E c), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
E f + E t + E c , но не более ±6,5
от ±1,62 до ±2,96
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
1
2
3
24. Подпитка 1-очереди (DN200)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,8 до 200
от 5,0 до 180
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,00
от ±0,6 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,23 до ±3,90
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±0,98 до ±2,68
25. Подпитка 2-очереди (DN200)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,8 до 200
от 5,0 до 180
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,00
от ±0,6 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,23 до ±3,90
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±0,98 до ±2,68
26. Холодная вода 1
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,60 до ±0,76
27. Холодная вода 2
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,60 до ±0,76
1
2 3
СОЕВ
Пределы абсолютной погрешности синхронизации измерительных и вычислительных компонентов с мировым временем, с/сутки
±5
Примечание - Указаны предельные значения погрешностей, конкретные значения зависят от условий измерений и определяются в соответствии с документом
40166302.289939190.012.МВИ.22.04 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений
количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя
ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-22 и котельных, входящих в состав филиала, РТС «Жулебино». Методика измерений»;
- При определении пределов допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, в качестве диапазона измерений принимается значения, указанные в столбце 2
Таблица 7 - Метрологические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части РТС «Некрасовка»
Наименование характеристики
Значения, обеспечиваемые применяемыми СИ
Основные режимы РТС «Некрасовка»
1
2
3
28. Вывод 1 (DN600)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 35,66 до 10799,28 от 35,66 до 10799,28
от 200 до 3500 от 200 до 3500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (E), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до±0,96
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,60 до ±1,08
Диапазон измерений температуры, °С - подающий - обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий - обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef+ Et+ Ec, но не более ±6,5
от ±1,61 до ±2,56
1
2
3
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
29. Вывод 2 (DN600)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 35,66 до 10799,28 от 35,66 до 10799,28
от 200 до 3500 от 200 до 3500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±0,96
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,60 до ±1,08
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий - обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef+ Et+ Ec, но не более ±6,5
от ±1,61 до ±2,56
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий - обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
30. Подпитка 1 (DN150)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 1 до 250
от 1 до 250
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,00
от ±0,6 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
1
2
3
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,23 до ±3,90
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±0,92 до ±2,54
31. Подпитка 2 (DN150)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 1 до 250
от 1 до 250
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,00
от ±0,6 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,23 до ±3,90
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±0,92 до ±2,54
32. Холодная вода-1
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,60 до ±0,76
33. Холодная вода-2
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,60 до ±0,76
1
2 3
СОЕВ
Пределы абсолютной погрешности синхронизации измерительных и вычислительных компонентов с мировым временем, с/сутки
±5
Примечание - Указаны предельные значения погрешностей, конкретные значения зависят от условий измерений и определяются в соответствии с документом
40166302.289939190.012.МВИ.22.02 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений
количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя
ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-22 и котельных, входящих в состав филиала, РТС «Некрасовка». Методика измерений»;
- При определении пределов допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, в качестве диапазона измерений принимается значения, указанные в столбце 2
Таблица 8 - Метрологические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части РТС «Перово»
Наименование характеристики
Значения, обеспечиваемые применяемыми СИ
Основные режимы РТС «Перово»
1
2
3
34. Вывод (DN1000)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 99,05 до 29998 от 99,05 до 29998
от 200 до 7500 от 200 до 7500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (E f), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,49 до ±1,87
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,61 до ±1,99
Диапазон измерений температуры, °С - подающий - обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (E t), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (E с), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
E f + E t + E c , но не более ±6,5
от ±1,62 до ±3,47
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
1
2
3
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
35. Подпитка 1-очереди (DN20)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,64 до 160
от 0,64 до 160
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,00
от ±0,6 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,25 до ±4,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±1,17 до ±3,80
36. Подпитка 2-очереди (DN200)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,64 до 160
т 0,64 до 160
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,00
от ±0,6 до ±2,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,25 до ±4,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±1,17 до ±3,80
37. Холодная вода -1
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,60 до ±0,76
1
2
3
38. Холодная вода -2
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,60 до ±0,76
39. Наружный воздух
Диапазон измерений температуры наружного
воздуха, °С
от -50 до +150
от -45 до +45
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,40 до ±1,25
от ±0,40 до ±0,73
СОЕВ
Пределы абсолютной погрешности синхронизации измерительных и вычислительных компонентов с мировым временем, с/сутки
±5
Примечание - Указаны предельные значения погрешностей, конкретные значения зависят от условий измерений и определяются в соответствии с документом
40166302.289939190.012.МВИ.22.03 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений
количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя
ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-22 и котельных, входящих в состав филиала, РТС «Перово». Методика измерений»;
- При определении пределов допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, в качестве диапазона измерений принимается значения, указанные в столбце 2
Таблица 9 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
- напряжение питающей сети переменного тока, В
- частота питающей сети переменного тока, Гц
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность окружающего воздуха при температуре +25 °С, %
- атмосферное давление, кПа
от 198 до 242
от 49 до 51 в соответствии с эксплуатационной документацией
до 80 от 84 до 106,7
Емкость архива АСКУТЭ ТЭЦ-22, не менее: - часового - суточного
- месячного (итоговые значения)
60 суток
6 месяцев 3 года
Глубина хранения результатов измерений на СКУ, лет, не менее
3,5
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы руководства по эксплуатации и формуляра типографским способом.
Комплектность
Таблица 10 - Комплектность
Наименование
Обозначение
Количество
Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-22 и котельных, входящих в состав филиала1
АСКУТЭ ТЭЦ-22
1 шт.
Формуляр АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части ТЭЦ-22
40166302.289939190.012.ФО. 22.01
1 экз.
Формуляр АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части РТС «Некрасовка»
40166302.289939190.012.ФО.22.02
1 экз.
Формуляр АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части РТС «Перово»
40166302.289939190.012.ФО.22.03
1 экз.
Формуляр АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части РТС «Жулебино»
40166302.289939190.012.ФО.22.04
1 экз.
Руководство по эксплуатации АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части ТЭЦ-22
40166302.289939190.012.РЭК.22.01 РЭ
1 экз.
Руководство по эксплуатации АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части РТС «Некрасовка»
40166302.289939190.012.РЭК.22.02 РЭ
1 экз.
Руководство по эксплуатации АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части РТС «Перово»
40166302.289939190.012.РЭК.22.03 РЭ
1 экз.
Руководство по эксплуатации АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части РТС «Жулебино»
40166302.289939190.012.РЭК.22.04 РЭ
1 экз.
Методика поверки
40166302.289939190.012.МПИ.22
1 экз.
Методика измерений АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части ТЭЦ-222
40166302.289939190.012.МВИ.22.01
1 экз.
Методика измерений АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части РТС «Некрасовка» 2
40166302.289939190.012.МВИ.22.02
1 экз.
Методика измерений АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части РТС «Перово» 2
40166302.289939190.012.МВИ.22.03
1 экз.
Методика измерений АСКУТЭ ТЭЦ-22 в части РТС «Жулебино» 2
40166302.289939190.012.МВИ.22.04
1 экз.
Эксплуатационные документы и паспорта на оборудование входящие в состав АСКУТЭ ТЭЦ-22
-
1 компл.
1 заводской № 022;
2 Полное наименования документов указано в разделе «Сведения о методиках (методах) измерений»
Сведения о методах измерений
приведены в документах:
- 40166302.289939190.012.МВИ.22.01 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-22 и котельных, входящих в состав филиала. ТЭЦ-22. Методика измерений»;
- 40166302.289939190.012.МВИ.22.02 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-22 и котельных, входящих в состав филиала, РТС «Некрасовка». Методика измерений»; - 40166302.289939190.012.МВИ.22.03 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-22 и котельных, входящих в состав филиала. РТС «Перово». Методика измерений»;
- 40166302.289939190.012.МВИ.22.04 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений
количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-22 и котельных, входящих в состав филиала. РТС «Жулебино». Методика измерений».
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 г. № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Правила коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 18.11.2013 № 1034
Методика осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, утвержденная приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 17.03.2014 № 99/пр
Техническая документация изготовителя
[category] =>
[brand] => ОАО "Мосэнерго", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 022
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[3] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[4] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Трансформаторы тока
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83859-21
[name] => Трансформаторы тока
[model] => ТФЗМ-110
[brand_full] => "Запорожтрансформатор", Украина (изготовлены 1988-1989 гг.)
[preview_text] => Трансформаторы тока ТФЗМ-110 (далее - трансформаторы тока) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока промышленной частоты.
[page_header] => Трансформаторы тока ТФЗМ-110
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83859-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83859-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83859-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83859-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Трансформаторы тока ТФЗМ-110 (далее - трансформаторы тока) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока промышленной частоты.
Описание
Принцип действия трансформаторов тока основан на законе электромагнитной индукции. Ток первичной обмотки трансформатора тока создает переменный магнитный поток в магнитопроводе, вследствие чего во вторичной обмотке создается ток, пропорциональный первичному току.
Внешний вид трансформаторов тока представляет собой опорную конструкцию. Выводы первичной обмотки расположены на верхней части трансформаторов тока. Выводы вторичной обмотки расположены на корпусе трансформатора тока и закрываются защитной металлической крышкой с целью ограничения доступа к измерительной цепи.
Трансформаторы тока изготовлены в исполнении ТФЗМ-110 Б-Ш.
Климатическое исполнение У1 в соответствии с ГОСТ 15150-69.
Общий вид трансформатора тока представлен на рисунке 1.
Знак поверки наносится на крышку клеммной коробки или на свидетельство о поверке.
Заводской номер трансформатора наносится на самоклеящуюся информационную табличку (шильд) на корпусе.
Рисунок 1 - Общий вид средства измерений и место пломбировки от несанкционированного доступа
Программное обеспечение
Отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Заводской номер
6095, 6127, 6108
6106, 6088, 6093
Год выпуска
1988
1989
Номинальное напряжение, кВ
110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
126
Номинальный первичный ток, А
750, 1500
Номинальный вторичный ток, А
1
Коэффициент трансформации
750/1, 1500/1
Класс точности для измерений
0,5
Класс точности для защиты
10Р
Номинальная частота, Гц
50
Номинальная мощность вторичной обмотки (основной и дополнительной), ВА
20, 30
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °C
от -45 до +40
Знак утверждения типа
Наносится на титульный лист паспорта трансформатора типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформатор тока
ТФЗМ-110
6 шт.
Трансформатор тока ТФЗМ-110. Паспорт
-
6 шт.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе «Общие сведения» паспорта трансформатора тока.
Нормативные документы
ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки
[category] => Трансформаторы
[brand] => ПО "Запорожтрансформатор", Украина, г.Запорожье
[country] => УКРАИНА
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 6095, 6127, 6108, 6106, 6088, 6093
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 10
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 10
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-111
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 2
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83844-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-111
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Лента" (ООО "Лента"), г. Санкт-Петербург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-111 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" ТК-111
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83844-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83844-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83844-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83844-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-111 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Также на сервере имеется возможность расчета потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки в случае использования данных от АИИС КУЭ в качестве замещающей информации либо для расчета величины сальдо перетоков электроэнергии по внутреннему сечению коммерческого учета. От сервера ИВК информация передается на АРМ энергосбытовой организации по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Передача результатов измерений от сервера ИВК или АРМ энергосбытовой организации коммерческому оператору (КО) и другим субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) производится в виде файлов в xml-формате по электронной почте с использованием электронной подписи согласно требованиям «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» (Приложение 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УССВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УССВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-111.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование точки измерений
Измерительные компоненты
Сервер
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УССВ
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1
ТП-225 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод Т-1 0,4 кВ
ТСН 12
Кл.т. 0,2S 3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05М.17
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
УССВ-2 Рег. № 54074-13
HP ProLiant DL160 Gen10
Активная
Реактивная
0,7
1,3
2,2
4,0
2
ТП-225 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод Т-2 0,4 кВ
ТСН 12
Кл.т. 0,2S 3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С
—
ПСЧ-4ТМ.05М.17
Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
Активная
Реактивная
0,7
1,3
2,2
4,0
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС времени UTC(SU)
УЭ в рабочих условиях относительно шкалы
±5 с
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при
доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени
30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном, cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Значение
Количество ИК
2
Нормальные условия:
от 95 до 105
параметры сети:
от 1 до 120
напряжение, % от ином
0,9
ток, % от 1ном
от 49,8 до
коэффициент мощности cosф
50,2
частота, Гц
от +15 до
температура окружающей среды, °С
+25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
от 90 до 110
напряжение, % от ином
от 1 до 120
ток, % от 1ном
от 0,5 до 1,0
коэффициент мощности cosф
от 49,6 до
частота, Гц
50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, °С
от -40 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,
от 0 до +35
°С
от +15 до
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
+25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
140000
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для УССВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
74500
среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
45
при отключении питания, лет, не менее
30
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
коррекции времени в счетчиках;
формирование событий по результатам автоматической самодиагностики;
отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
перерывы питания с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал сервера:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
пропадания питания;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками;
замены счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий».
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока
ТСН 12
6
Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05М
2
Устройство синхронизации системного времени
УССВ-2
1
Сервер
HP ProLiant DL160 Gen10
1
Паспорт-формуляр
ЛНТА.411711.002.ПФ.018
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Лента» ТК-111», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Лента", г. Санкт-Петербург
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 063
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 2
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 2
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Трансформаторы тока
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83842-21
[name] => Трансформаторы тока
[model] => ТТИ
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Сарапульский электромеханический завод" (ООО "СЭМЗ"), г. Сарапул, Удмуртская Республика
[preview_text] => Трансформаторы тока ТТИ (далее - трансформаторы) предназначены для преобразования переменного тока в электрических цепях с целью передачи сигнала измерительной информации средствам измерений, устройствам защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических установках переменного тока частотой 50 Гц.
[page_header] => Трансформаторы тока ТТИ
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83842-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83842-21-0001.jpg
[2] => https://all-pribors.ru/pics/original/83842-21-0002.jpg
[3] => https://all-pribors.ru/pics/original/83842-21-0003.jpg
[4] => https://all-pribors.ru/pics/original/83842-21-0004.jpg
[5] => https://all-pribors.ru/pics/original/83842-21-0005.jpg
[6] => https://all-pribors.ru/pics/original/83842-21-0006.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83842-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83842-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83842-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83842-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Трансформаторы тока ТТИ (далее - трансформаторы) предназначены для преобразования переменного тока в электрических цепях с целью передачи сигнала измерительной информации средствам измерений, устройствам защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических установках переменного тока частотой 50 Гц.
Описание
Принцип действия трансформаторов основан на использовании явления электромагнитной индукции, то есть на создании электродвижущей силы (далее - ЭДС) переменным магнитным полем. Первичный ток, протекая по первичной обмотке, создает в магнитопроводе вторичной обмотки ЭДС. Так как вторичная обмотка замкнута на внешнюю нагрузку, ЭДС вызывает появление во вторичной обмотке и внешней нагрузке тока, пропорционального первичному току.
Трансформаторы - встроенные, шинные, в пластмассовом корпусе, однофазные, одноступенчатые, для измерений или учета, с одной вторичной обмоткой, с одним коэффициентом трансформации. В качестве первичной обмотки выступает шина, пропущенная через проходное отверстие трансформатора. Выводы вторичной обмотки подключены к клеммам, закрепленным в верхней части корпуса трансформатора. Трансформаторы могут выпускаться в корпусах черного или серого цвета.
Трансформаторы выпускаются в модификациях ТТИ-А, ТТИ-30, ТТИ-40, ТТИ-60, ТТИ-85, ТТИ-100, ТТИ-125, отличающихся номинальным первичным током, классом точности, номинальной вторичной нагрузкой, размерами проходного отверстия, габаритными размерами и массой. Модификация ТТИ-А изготавливается со встроенной шиной.
Заводской номер наносится на маркировочную наклейку трансформатора любым технологическим способом в виде буквенно-цифрового кода.
Общий вид трансформаторов представлен на рисунке 1. Нанесение знака поверки на трансформаторы в обязательном порядке не предусмотрено. Пломбирование трансформаторов не предусмотрено.
а) модификация ТТИ-А
в) модификация ТТИ-40
д) модификация ТТИ-85
б) модификация ТТИ-30
г) модификация ТТИ-60
е) модификация ТТИ-100
ж) модификация ТТИ-125
Рисунок 1 - Общий вид трансформаторов
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
ТТИ-А
Номинальный первичный ток Лном, А
5; 10; 15; 20;
25; 30; 40; 50;
60; 75; 80;
100; 125; 150;
200; 250; 300;
400; 500; 600;
800; 1000
Номинальный вторичный ток /гном, А
Номинальная вторичная нагрузка «$2ном с индуктивноактивным коэффициентом мощности со5(рг=0,8, В -А
5; 10
Класс точности вторичной обмотки по ГОСТ 7746-2015: - для измерений
- для учета
Номинальная частота переменного тока, Гц
Номинальный коэффициент безопасности Кбном вторичных обмоток для измерений
Значение для модификации
ТТИ-30
ТТИ-40
ТТИ-60
ТТИ-85
ТТИ-100
ТТИ-125
100; 150;
200; 250;
300
300; 400;
500; 600
600;
750;
800;
1000
750;
800;
1000;
1200;
1500
1000;
1200;
1250;
1500;
1600
1500;
1600
5
5; 10
5; 10
10; 15
15
15
15
0,5 0,5S
50
5
Таблица 2 - Габаритные размеры и масса трансформаторов
Модификация
Габаритные размеры (ширинахвысотахглубина), мм, не более
Размеры поперечного сечения шины (длинаxширина), пропускаемой через проходное отверстие, мм, не более
Масса, кг, не более
ТТИ-А
83х103х47
-
0,60
ТТИ-30
83x103x47
30x10
0,60
ТТИ-40
75x98x42
40x10
0,38
ТТИ-60
101x127x45
60x20
0,60
ТТИ-85
128x157x42
82x30
1,02
ТТИ-100
144x154x42
100x10;80x30
1,16
ТТИ-125
191x220x42
125x10; 125x57
2,20
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Рабочие условия измерений:
- температура окружающей среды, °С
от -45 до +50
Средняя наработка до отказа, ч
320000
Средний срок службы, лет
25
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом и на маркировочную наклейку трансформатора любым технологическим способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформатор тока ТТИ
-
1 шт.
Держатели для крепления на монтажной поверхности
-
4 шт. 1)
2 шт. 2)
Крепежная пластина 3)
-
1 шт.
Винты для крепления шины 4)
-
2 шт.
Пластиковые изоляторы на винты 4)
-
2 шт.
Комплект для крепления к шине: 5) - болт - гайка
- шайба пружинная
- шайба плоская
-
2 шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Упаковочная коробка
-
1 шт.
1) Для всех модификаций, кроме ТТИ-А.
2) Только для модификации ТТИ-А.
3) Для всех модификаций, кроме ТТИ-А, ТТИ-60, ТТИ-100.
4) Для всех модификаций, кроме ТТИ-А.
5) Только для модификации ТТИ-А.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 8 «Методика (методы) измерений» паспорта.
Нормативные документы
ГОСТ 7746-2015 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2018 года № 2768 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений коэффициентов преобразования силы электрического тока»
ТУ 27.11.42-002-31374390-2021 «Трансформаторы тока ТТИ. Технические условия»
[category] => Трансформаторы
[brand] => ООО "Сарапульский электромеханический завод" (ООО "СЭМЗ"), г. Сарапул
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 16 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 135
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 135
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО "Мосэнерго" в части ТЭЦ-16 и котельных, входящих в состав филиала
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83856-21
[name] => Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО "Мосэнерго" в части ТЭЦ-16 и котельных, входящих в состав филиала
[model] =>
[brand_full] => Публичное акционерное общество энергетики и электрификации "Мосэнерго" (ПАО "Мосэнерго"), г. Москва
[preview_text] => Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-16 и котельных, входящих в состав филиала (далее - АСКУТЭ ТЭЦ-16) предназначена для измерений объемного расхода, объема, массы, температуры, разности температур, давления и количества тепловой энергии, а также времени.
[page_header] => Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО "Мосэнерго" в части ТЭЦ-16 и котельных, входящих в состав филиала
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83856-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83856-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83856-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83856-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83856-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-16 и котельных, входящих в состав филиала (далее - АСКУТЭ ТЭЦ-16) предназначена для измерений объемного расхода, объема, массы, температуры, разности температур, давления и количества тепловой энергии, а также времени.
Описание
Принцип действия АСКУТЭ ТЭЦ-16 основан на измерениях параметров теплоносителя (объемный расход, объем, масса, температура, разность температур, давление) и количества тепловой энергии измерительными компонентами с последующей обработкой измерительной информации вычислительными компонентами.
АСКУТЭ ТЭЦ-16 представляет собой многофункциональную, проектно-компонуемую трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АСКУТЭ ТЭЦ-16 спроектирована для конкретного объекта из компонентов серийного изготовления, принимается как законченное изделие непосредственно на объекте эксплуатации (ИС-2 согласно ГОСТ Р 8.596-2002). АСКУТЭ ТЭЦ-16 осуществляет учет тепловой энергии и параметров теплоносителя на объектах ПАО «Мосэнерго»: ТЭЦ-16, КТС-11, КТС-11А, РТС Красная пресня. Перечень узлов учета (УУ) приведен в таблице 1.
Наименование
№
ТЭЦ-16
№
КТС-11
№
КТС-11А
№
РТС Красная пресня
1
Магистраль М1
12
Вывод
15
Вывод 1
19
Вывод 1-ой очереди
2
Магистраль М2
13
Подпиток
16
Вывод 2
20
Вывод 2-ой очереди
3
Магистраль М10
14
Холодная вода
17
Подпиток
21
Вывод 3-ой очереди
4
Магистраль М13
-
-
18
Холодная вода
22
Подпитка 3-ей очереди
5
Магистраль М17
-
-
23
Подпитка общая
6
Подпиток ТС №1
-
-
-
-
24
Холодная вода 1
7
Подпиток ТС №2
-
-
-
-
25
Холодная вода 2-
8
Подпиток ТС №3
-
-
-
-
-
-
9
Холодная вода ХВО №1
-
-
-
-
-
-
10
Холодная вода ХВО №2
-
-
-
-
-
-
11
Аварийный подпиток
-
-
-
-
-
-
Нижний уровень включает в свой состав измерительные компоненты (средства измерений утвержденного типа (далее - СИ)), размещенные на УУ, обеспечивающие измерение и передачу полученных данных на средний уровень АСКУТЭ ТЭЦ-16. Перечень СИ, которыми укомплектованы УУ приведен в таблице 2.
Средний уровень: связующие компоненты - устройства сбора и передачи данных (УСПД), вычислительная компонента - сервер измерительно-вычислительного комплекса (сервер ИВК), коммутационное оборудование и каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Верхний уровень состоит из сервера коммерческого учета (СКУ), установленного в центре обработки данных (ЦОД) ПАО «Мосэнерго», автоматизированных рабочих мест (АРМ) и вспомогательного оборудования.
Структурная схема АСКУТЭ ТЭЦ-16 приведена на рисунке 1.
№1
Наименование
Рег. № в ФИФ ОЕИ
Кол-во
1-5, 12,
15, 16,
19, 20,
21
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
- вычислитель УВП-280
- расходомер-счетчик ультразвуковой «ВЗЛЕТ МР» (УРСВ-522ц)
- комплект термометров сопротивления КТПТР-01
- датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
72830-18 53503-13 28363-14 46156-10 72888-18
1 шт.
1 шт.
2 шт.
2 комп.2
2 шт.
6-8, 13, 17, 22, 23
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
- вычислитель УВП-280
- теплосчетчик ВИС.Т3 исполнение ВС
- термометр платиновый технический ТПТ-1-3
- датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
72830-18 53503-13 67374-17 46155-10 72888-18
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
9, 10
Комплекс учета энергоносителей ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе: - вычислитель УВП-280
- термометр платиновый технический ТПТ-1-3
- датчик давления ЭМИС-БАР 103Н
48574-11 53503-13 46155-10 72888-18
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
11
Расходомер-счетчик электромагнитный РМ-5-Т Датчик давления Метран-100
Термометр сопротивления платиновый ТС-Б-Р
20699-11
22235-01
61801-15
1 шт.
1 шт.
1 шт.
143,
183, 243, 253
Теплосчетчик ЭМИС-ЭСКО 2210, в составе:
- вычислитель УВП-280
- термометр платиновый технический ТПТ-1-3
72830-18 53503-13 46155-10
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 Приведена нумерация в соответствии с таблицей 1;
2 Используется два комплекта термометров сопротивления КТПТР-01, датчики температуры из первого комплекта установлены на прямом и обратном трубопроводе магистрали непосредственно рядом с расходомерами-счетчиками ультразвуковыми «ВЗЛЕТ МР», датчики из второго комплекта вынесены к границе балансовой принадлежности;
3 Данные УУ для подключения термометров платиновых технических ТПТ-1-3 используют УВП-280 из состава других УУ, соответственно: УУ 14 подключается через УВП-280 из состава УУ 13; УУ 18 подключается через УВП-280 из состава УУ 17; УУ 24 подключается через УВП-280 из состава УУ 22, УУ 25 подключается через УВП-280 из состава УУ 23.
АСКУТЭ ТЭЦ-16 оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ осуществляет привязку результатов измерений к меткам времени в шкале единого системного времени. СОЕВ формируется на всех уровнях АСКУТЭ ТЭЦ-16, где используются средства измерений и вычислений, подразумевающих синхронизацию времени от источника сигналов единого времени. УСПД подключены к серверам синхронизации времени типа ССВ-1Г (рег. № 39485-08), которые непрерывно обрабатывают данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковых навигационных систем. Безусловная синхронизация времени осуществляется по протоколу NTP сервером синхронизации времени ССВ-1Г и УСПД. Синхронизация часов теплосчетчиков выполняется при каждом чтении данных (не реже одного раза в час) при расхождении показаний часов на величину более чем ±2 секунды. Функцию корректировки часов теплосчетчиков выполняет УСПД.
Допускается замена СИ из состава АСКУТЭ ТЭЦ-16 на аналогичные утвержденного типа, допущенные к применению в установленном порядке, метрологические характеристики которых обеспечивают метрологические и технические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-16, приведенные в таблицах 5 - 9. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АСКУТЭ ТЭЦ-16 как их неотъемлемая часть.
АСКУТЭ ТЭЦ-16 позволяет по цифровым интерфейсам опрашивать теплосчетчики установленные у сторонних организаций, при этом метрологические характеристики данных измерительных каналов не нормируются.
АСКУТЭ ТЭЦ-16 выполняет следующие функции:
- измерение количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии, используемых для формирования данных коммерческого учета;
- ведение единого времени при выполнении измерений количества тепловой энергии и параметров теплоносителя;
- периодический (часовые, суточные, месячные значения) сбор результатов измерений тепловой энергии и параметров теплоносителя;
- дистанционный сбор архивных данных, мгновенных значений (по запросу) со СИ нижнего уровня;
- хранение и ведение базы данных параметров теплоносителей;
- обеспечение доступа операторов к текущей и архивной информации в виде таблиц, графиков, ведомостей, отчетов, отображаемых на экране и выводимых на печать;
- информационное взаимодействие с внешними и смежными системами;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне.
Пломбирование СИ нижнего уровня, а также связующих и вычислительных компонентов среднего и верхнего уровней АСКУТЭ ТЭЦ-16, проводится в соответствии с конструкторской, технической и эксплуатационной документацией на них. Нанесение знака поверки на АСКУТЭ ТЭЦ-16 не предусмотрено. Заводской номер АСКУТЭ ТЭЦ-16 указан в формуляре.
Рисунок 1 - Структурная схема АСКУТЭ ТЭЦ-16
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) АСКУТЭ ТЭЦ-16 включает в свой состав:
- ПО нижнего уровня (НУ), данное ПО установлено в СИ, применяемых в составе АСКУТЭ филиала ТЭЦ-16, идентификационные данные ПО НУ в соответствии с описаниями типа на данные СИ;
- ПО среднего уровня (СУ), идентификационные данные ПО СУ в соответствии с таблицей 3. ПО СУ устанавливается на сервер измерительно-вычислительного комплекса АСКУТЭ филиала ТЭЦ-16 и реализует следующие функции:
- сбор измерительной информации с НУ;
- вычисление средневзвешенной энтальпии теплоносителя в обратных трубопроводах главных магистралей ТЭЦ-16;
- вычисление тепловой энергии в соответствии с заложенными алгоритмами;
- вычисление объема подпиточной воды;
- обеспечение работоспособности СОЕВ;
- передача измерительной информации на верхний уровень.
- ПО верхнего уровня (ВУ), идентификационные данные ПО ВУ в соответствии с таблицей 4. ПО ВУ устанавливается на сервер коммерческого учета АСКУТЭ ТЭЦ-16 размещенный в центре обработки данных (ЦОД) ПАО «Мосэнерго» и реализует следующие функции:
- сбор, хранение и обработка первичных (немодифицированных) данных об отпуске тепловой энергии и параметрах теплоносителя, полученных с нижнего и среднего уровней;
- вычисление суммарной тепловой энергии;
- формирование замещающих значений (досчетов) посредством алгоритмов, учитывающих определение количества тепловой энергии и теплоносителя при работе СИ НУ в нештатных режимах;
- формирование итоговых ведомостей, протокола и Акта отпуска тепловой энергии и расхода теплоносителей от объекта генерации;
- накопление и обработка данных в отдельном аналитическом хранилище данных, их анализ и отображение, а также предоставление регламентированной отчетности;
- мониторинг, аудит работоспособности и обработки диагностической информации от компонентов нижнего, среднего и верхнего уровней АСКУТЭ ТЭЦ-16;
- централизованное ведение паспортов по объектам коммерческого учета и справочников, используемых для обеспечения информационной совместимости функциональных подсистем ВУ АСКУТЭ ТЭЦ-16;
- обмен данными с внешними и смежными информационными системами;
- настройка ролей пользователей, администрирования действий пользователей, в соответствии с разработанной и утвержденной ролевой моделью;
- мониторинг (аудит) программных модулей ПО ВУ АСКУТЭ ТЭЦ-16;
- журналирование действий пользователей и работы АСКУТЭ ТЭЦ-16.
Н ормирование метрологических характеристик АСКУТЭ ТЭЦ-16 проведено с учетом влияния программного обеспечения.
Конструкция и монтаж оборудования среднего уровня АСКУТЭ ТЭЦ-16 предусматривает полное ограничение доступа к метрологически значимой части ПО СУ и измерительной информации (отсутствие программно-аппаратных интерфейсов связи, наличие механической защиты). Ограничение доступа к метрологически значимой части ПО ВУ и измерительной информации обеспечивается логином и паролем, а также введением журнала событий, при этом доступ к оборудованию размещенному в ЦОД ПАО «Мосэнерго» ограничен механическими средствами защиты и пропускным режимом. Уровень защиты ПО в соответствии с Р 50.2.077-2014:
- для ПО НУ - в соответствии с описаниями типа на СИ входящие в состав АСКУТЭ ТЭЦ-16;
- для ПО СУ - «высокий»;
- для ПО ВУ - «высокий».
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО СУ
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Наименование ПО
Теплоэнергоучет. Метролог
Идентификационное наименование ПО
US-ME
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 1.1.0
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)
E72C3A765F0313287A953BE75B6BE96F
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода
MD5
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО ВУ
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Модуль КУ ВУ АСКУТЭ, Филиал ТЭЦ-16
Номер версии (идентификационный номер) ПО
0.1.664
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)
6a9fcf88e38b5dde216bfb70eeee5cf2
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода
MD5
Технические характеристики
Таблица 5 - Метрологические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-16 в части ТЭЦ-16
Наименование характеристики
Значения обеспечиваемые применяемыми СИ
Режим ТЭЦ-16
1
2
3
1. Магистраль М1 «Хорошево» (DN1000)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 99,05 до 29998 от 99,05 до 29998
от 200 до 11000 от 200 до 11000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до 1,87
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
±0,60 до ±1,99
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,6 до ±1,32 от ±0,6 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,5
от ±0,6 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec, но не более ±6,5
от ±1,62 до ±3,47
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
2. Магистраль М2 Песчаная 2 (DN1000)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 99,05 до 29998 от 99,05 до 29998
от 200 до 11000 от 200 до 11000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±1,87
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
±0,60 до ±1,99
1
2
3
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,6 до ±1,32 от ±0,6 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,5
от ±0,6 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec но не более ±6,5
от ±1,62 до ±3,47
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий - обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
3. Магистраль М10 Песчаная 1 (DN700)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 48,53 до 14699,02 от 48,53 до 14699,02
от 98 до 5500 от 98 до 5500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±1,87
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
±0,60 до ±1,99
Диапазон измерений температуры, °С - подающий - обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,6 до ±1,32 от ±0,6 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,5
от ±0,6 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec но не более ±6,5
от ±1,62 до ±3,47
1
2
3
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий - обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
4. Магистраль М13 Мневники (DN800)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 63,39 до 19198,72 от 63,39 до 19198,72
от 128 до 7500 от 128 до 7500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±1,87
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
±0,60 до ±1,99
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры, °С - подающий - обратный
от ±0,6 до ±1,32 от ±0,6 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,5
от ±0,6 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
Ef + Et + Ec но не более ±6,5
от ±1,62 до ±3,47
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий - обратный
от ±0,53 до ±0,94 от ±0,53 до ±0,94
от ±0,53 до ±0,94 от ±0,53 до ±0,94
5. Магистраль М17 Октябрьские поля (DN700)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 48,53 до 14699,02 от 48,53 до 14699,02
от 162 до 4000 от 162 до 4000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (Ef), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,49 до ±1,31
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,61 до ±1,43
1
2
3
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (Et), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии (Ec), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,53 до ±0,65
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
E f + E t + E c , но не более ±6,5
от ±1,62 до ±2,91
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий - обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий - обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
6. Подпиток ТС№1 (DN150)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,6 до 600
от 0,6 до 160
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,0
от ±0,6 до ±2,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры, °С
от ±0,6 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,00
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,13 до ±3,32
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±1,41 до ±4,18
7. Подпиток ТС№2 (DN150)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,6 до 600
от 0,6 до 160
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,0
от ±0,6 до ±2,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
1
2
3
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры, °С
от ±0,6 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,13 до ±3,32
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±1,41 до ±4,18
8. Подпиток ТС№3 (DN150)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,6 до 600
от 0,6 до 160
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,0
от ±0,6 до ±2,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры, °С
от ±0,6 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,00
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,13 до ±3,32
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±1,41 до ±4,18
9. Холодная вода ХВО №1
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
±0,61
±0,61
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры, °С
от ±0,6 до ±1,80
от ±0,40 до ±0,60
10. Холодная вода ХВО №2
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 2,5
от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
±0,61
±0,61
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры, °С
от ±0,6 до ±1,80
от ±0,40 до ±0,60
11. Аварийный подпиток т\с №4 (DN150)
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,6 до 600
от 0,6 до 600
1
2
3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,50 до ±1,00
от ±0,50 до ±1,00
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,60 до ±1,10
от ±0,60 до ±1,10
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 0,63
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений давления, %
±2,0
±2,0
Диапазон измерений температуры, °С
от -50 до +180
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,35 до ±1,10
от ±0,35 до ±0,45
СОЕВ
Пределы абсолютной погрешности синхронизации измерительных и вычислительных компонентов с мировым временем, с/сутки
±5
Примечания - Указаны предельные значения, конкретные значения зависят от условий измерений и определяются в соответствии с документом 40166302.289939190.012.МВИ.16.01 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-16 и котельных, входящих в состав филиала. ТЭЦ-16. Методика измерений»;
- При определении пределов допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, в качестве диапазона измерений принимается значения, указанные в столбце 2.
Таблица 6 - Метрологические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-16 в части КТС-11
Наименование характеристики
Значения обеспечиваемые применяемыми СИ
Режим КТС-11
12. Вывод 1
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 15,85 до 4799,68 от 15,85 до 4799,68
от 50 до 1500 от 50 до 1500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (E f), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±1,36
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,60 до ±1,48
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (E t), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
1
2
3
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии, (E c), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,54 до ±0,64
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
E f + E t + E c , но не более ±6,5
от ±1,61 до ±2,96
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 2,5 от 0 до 2,5
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
13. Подпиток
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,2 до 50
от 0,2 до 50
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,60 до ±2,0
от ±0,60 до ±2,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры, °С
от ±1,00 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,23 до ±4,59
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±1,16 до ±3,21
14. Холодная вода
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры, °С
±1,80
от ±0,60 до ±0,76
СОЕВ
Пределы абсолютной погрешности синхронизации измерительных и вычислительных компонентов с мировым временем, с/сутки
±5
Примечания - Указаны предельные значения, конкретные значения зависят от условий измерений и определяются в соответствии с документом 40166302.289939190.012.МВИ.16.02 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-16 и котельных, входящих в состав филиала. КТС-11. Методика измерений»;
- При определении пределов допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, в качестве диапазона измерений принимается значения, указанные в столбце 2.
Таблица 7 - Метрологические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-16 в части КТС-11А
Наименование характеристики
Значения обеспечиваемые применяемыми СИ
Режим КТС-11А
1
2
3
15. Вывод 1
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 15,85 до 4799,68 от 15,85 до 4799,68
от 50 до 1500 от 50 до 1500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (E f), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±1,36
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,60 до ±1,48
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (E t), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии, (E c), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,54 до ±0,64
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
E f + E t + E c , но не более ±6,5
от ±1,61 до ±2,96
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 2,5 от 0 до 2,5
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий - обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
16. Вывод 2
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 24,76 до 7499,5 от 24,76 до 7499,5
от 50 до 2500 от 50 до 2500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (E f), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±1,87
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,60 до ±1,99
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
1
2
3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (E t), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии, (E c), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,54 до ±0,64
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
E f + E t + E c , но не более ±6,5
от ±1,61 до ±3,47
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 2,5 от 0 до 2,5
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий - обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
17. Подпиток
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,2 до 50
от 0,2 до 50
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,0
от ±0,6 до ±2,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры, °С
от ±1,00 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,25 до ±4,34
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
от ±1,01 до +2,98
от ±1,01 до +2,98
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,25 до ±4,34
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±1,01 до +2,98
18. Холодная вода
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,60 до ±0,76
1
2 3
СОЕВ
Пределы абсолютной погрешности синхронизации измерительных и вычислительных компонентов с мировым временем, с/сутки
±5
Примечания - Указаны предельные значения, конкретные значения зависят от условий измерений и определяются в соответствии с документом 40166302.289939190.012.МВИ.16.03 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-16 и котельных, входящих в состав филиала. КТС-11А. Методика измерений»;
- При определении пределов допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, в качестве диапазона измерений принимается значения, указанные в столбце 2.
Таблица 8 - Метрологические характеристики АСКУТЭ ТЭЦ-16 в части РТС Красная Пресня
Наименование характеристики
Значения обеспечиваемые применяемыми СИ
Основные режимы РТС Красная Пресня
1
2
3
19. Вывод 1-ой очереди
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 35,66 до 10799,28 от 35,66 до 10799,28
от 200 до 5500 от 200 до 5500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (E f), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,46 до ±0,96
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,58 до ±1,08
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (E t), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии, (E с), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,54 до ±0,64
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
E f + E t + E c , но не более ±6,5
от ±1,59 до ±2,56
1
2
3
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
20. Вывод 2-ой очереди
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 35,66 до 10799,28 от 35,66 до 10799,28
от 200 до 5500 от 200 до 5500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (E f), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,46 до ±0,96
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,58 до ±1,08
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (E t), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии, (E с), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,54 до ±0,64
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
E f + E t + E c , но не более ±6,5
от ±1,59 до ±2,56
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий
- обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
1
2
3
21. Вывод 3-ой очереди
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч - подающий
- обратный
от 63,39 до 19198,72 от 63,39 до 19198,72
от 200 до 7500 от 200 до 7500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (E f), %
от ±0,46 до ±3,31
от ±0,48 до ±1,36
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,58 до ±3,43
от ±0,60 до ±1,48
Диапазон измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от 0 до +180 от 0 до +180
от +70 до +130 от +40 до +65
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С - подающий
- обратный
от ±0,60 до ±1,32 от ±0,60 до ±1,32
от ±0,88 до ±1,12 от ±0,76 до ±0,86
Диапазон измерений разности температур, °С
от 3 до 180
от 20 до 86
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений разности температур (E t), %
от ±0,55 до ±3,50
от ±0,60 до ±0,95
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления количества тепловой энергии, (E c), %
от ±0,52 до ±1,50
от ±0,54 до ±0,64
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества тепловой энергии, %
E f + E t + E c , но не более ±6,5
от ±1,61 до ±2,96
Диапазон измерений избыточного давления, МПа - подающий
- обратный
от 0 до 1,6 от 0 до 1,6
от 0 до 1,6 от 0 до 0,63
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, % - подающий - обратный
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90 от ±0,53 до ±0,90
22. Подпитка 3-ей очереди
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 0,64 до 160
от 0,64 до 160
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,0
от ±0,6 до ±2,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,6
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±1,00 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
1
2
3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
-
от ±1,23 до ±4,24
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
-
от ±0,93 до ±2,56
23. Подпитка общая
Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч
от 1,28 до 320
от 1,28 до 320
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода, %
от ±0,6 до ±2,0
от ±0,6 до ±2,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы, %
от ±0,72 до ±2,12
от ±0,72 до ±2,12
Диапазон измерений избыточного давления, МПа
от 0 до 1,6
от 0 до 1,0
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, %
от ±0,53 до ±0,90
от ±0,53 до ±0,90
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от +20 до +102
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±1,00 до ±1,80
от ±0,68 до ±1,01
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) количества тепловой энергии, %
от ±1,23 до ±4,24
от ±1,23 до ±4,24
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) объема подпиточной воды, %
от ±0,93 до ±2,56
от ±0,93 до ±2,56
24. Холодная вода 1
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,60 до ±0,76
25. Холодная вода 2
Диапазон измерений температуры, °С
от -100 до +300
от 0 до +40
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С
от ±0,60 до ±1,80
от ±0,60 до ±0,76
СОЕВ
Пределы абсолютной погрешности синхронизации измерительных и вычислительных компонентов с мировым временем, с/сутки
±5
Примечания - Указаны предельные значения, конкретные значения зависят от условий измерений и определяются в соответствии с документом 40166302.289939190.012.МВИ.16.04 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-16 и котельных, входящих в состав филиала. РТС Красная Пресня. Методика измерений»;
- При определении пределов допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерений давления, в качестве диапазона измерений принимается значения, указанные в столбце 2.
Таблица 9 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
- напряжение питающей сети переменного тока, В
- частота питающей сети переменного тока, Гц
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность окружающего воздуха при температуре +25 °С, %
- атмосферное давление, кПа
от 198 до 242
от 49 до 51 в соответствии с эксплуатационной документацией
до 80 от 84 до 106,7
Емкость архива АСКУТЭ ТЭЦ-16, не менее: - часового - суточного
- месячного (итоговые значения)
60 суток
6 месяцев 3 года
Глубина хранения результатов измерений на СКУ, лет, не менее
3,5
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы руководства по эксплуатации и формуляра типографским способом.
Комплектность
Таблица 10 - Комплектность
Наименование
Обозначение
Количество
1
2
3
Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-16 и котельных, входящих в состав филиала1
АСКУТЭ ТЭЦ-16
1 шт.
Формуляр АСКУТЭ ТЭЦ-16 в части ТЭЦ-16
40166302.289939190.012.ФО.16.01
1 экз.
Формуляр АСКУТЭ ТЭЦ-16 в части КТС-11
40166302.289939190.012.ФО.16.02
1 экз.
Формуляр АСКУТЭ ТЭЦ-16 в части КТС-11А
40166302.289939190.012.ФО.16.03
1 экз.
Формуляр АСКУТЭ ТЭЦ-16 в части РТС Красная Пресня
40166302.289939190.012.ФО.16.04
1 экз.
Руководство по эксплуатации АСКУТЭ ТЭЦ-16 в части ТЭЦ-16
40166302.289939190.012.РЭК.16.01 РЭ
1 экз.
Руководство по эксплуатации АСКУТЭ ТЭЦ-16 в части КТС-11
40166302.289939190.012.РЭК.16.02 РЭ
1 экз.
Руководство по эксплуатации АСКУТЭ ТЭЦ-16 в части КТС-11А
40166302.289939190.012.РЭК.16.03 РЭ
1 экз.
Руководство по эксплуатации АСКУТЭ ТЭЦ-16 в части РТС Красная Пресня
40166302.289939190.012.РЭК.16.04 РЭ
1 экз.
1
2
3
Методика измерений АСКУТЭ филиала ТЭЦ-16 в части ТЭЦ-162
40166302.289939190.012.МВИ.16.01
1 экз.
Методика измерений АСКУТЭ филиала ТЭЦ-16 в части КТС-112
40166302.289939190.012.МВИ. 16.02
1 экз.
Методика измерений АСКУТЭ филиала ТЭЦ-16 в части КТС-11А2
40166302.289939190.012.МВИ. 16.03
1 экз.
Методика измерений АСКУТЭ филиала ТЭЦ-16 в части РТС Красная Пресня2
40166302.289939190.012.МВИ. 16.04
1 экз.
Эксплуатационные документы и паспорта на оборудование входящие в состав АСКУТЭ филиала ТЭЦ-16
-
1 компл.
1 заводской № 016;
2 Полное наименования документов указано в разделе «Сведения о методиках (методах) измерений».
Сведения о методах измерений
приведены в документах:
- 40166302.289939190.012.МВИ.16.01 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-16 и котельных, входящих в состав филиала. ТЭЦ-16. Методика измерений»;
- 40166302.289939190.012.МВИ.16.02 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-16 и котельных, входящих в состав филиала. КТС-11. Методика измерений»;
- 40166302.289939190.012.МВИ.16.03 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-16 и котельных, входящих в состав филиала. КТС-11А. Методика измерений»;
- 40166302.289939190.012.МВИ.16.04 «ГСИ. Тепловая энергия. Методика измерений количественных и качественных параметров теплоносителя и тепловой энергии Системой автоматизированной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО «Мосэнерго» в части ТЭЦ-16 и котельных, входящих в состав филиала. РТС Красная Пресня. Методика измерений».
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 г. № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Правила коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 18.11.2013 № 1034
Методика осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, утвержденная приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 17.03.2014 № 99/пр
Техническая документация изготовителя
[category] =>
[brand] => ОАО "Мосэнерго", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 016
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[3] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[4] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ОБЛЭНЕРГОСБЫТ" в отношении ООО "ХИМПОЛ"
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 4
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83857-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ОБЛЭНЕРГОСБЫТ" в отношении ООО "ХИМПОЛ"
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ОБЛЭНЕРГОСБЫТ» в отношении ООО «ХИМПОЛ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ОБЛЭНЕРГОСБЫТ" в отношении ООО "ХИМПОЛ"
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83857-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83857-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83857-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83857-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ОБЛЭНЕРГОСБЫТ» в отношении ООО «ХИМПОЛ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) и напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) АО «ОБЛЭНЕРГОСБЫТ», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (далее -УСВ), автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ) персонала, программное обеспечение (далее по тексту - ПО) ПК «Энергосфера» и технические средства обеспечения электропитания.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин;
- средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД. На сервере БД осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML с использованием электронной подписи (далее по тексту - ЭП) в АО «АТС». Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в филиал и АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от навигационных космических аппаратов систем ГЛОНАСС/GPS. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при наличии расхождения часов сервера БД и времени УССВ. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче от ИИК в ИВК является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll
Номер версии (идентификационный
номер) ПО
1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО
CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование объекта
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метрологические характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД /
УССВ
Основная погрешность, %
Погрешность в рабочих условиях, %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
ПС 110/10 кВ Радищево (№275), РУ-10 кВ, I СШ 10 кВ, яч.3
ТЛМ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2473-69
НАМИ-10
Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
-
/
УСВ-3
Рег. № 64242-16
активная реактивная
±1,0
±2,5
±4,1
±7,1
2
ПС 110/10 кВ Радищево (№275), РУ-10 кВ, II СШ 10 кВ, яч.20
ТЛМ-10
Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2473-69
НАМИ-10
Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
активная реактивная
±1,0
±2,5
±4,1
±7,1
3
КТП-153 10/0,4 кВ, яч.Ввод-1 0,4 кВ
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 71031-18
-
Меркурий 234
ART-03 PR Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
активная реактивная
±1,0
±2,4
±4,1
±7,1
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с
±5
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cos<p = 0,8 инд 1=0,051ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 3 от минус 40 до плюс 60 °C.
4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УССВ на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
аблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
3
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
от 99 до 101
- ток, % От Ihom
от 100 до 120
- частота, Гц
от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9
0,9
- температура окружающей среды, ОС
от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
от 90 до 110
- ток, % От Ihom
от 2 до 120
- коэффициент мощности
от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц
от 47,5 до 52,5
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС
от -60 до +55
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, ОС
от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения сервера,
от +10 до +30
- температура окружающей среды в месте расположения УССВ, ОС
от -25 до +60
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:
для электросчетчика Меркурий 234 ART-03 PR
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05М
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
2
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
114
направлениях, сут., не менее
- при отключении питания, лет, не менее
40
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
3,5
средств измерений, лет, не менее
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
электросчетчика;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации: - о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ АО «ОБЛЭНЕРГОСБЫТ» в отношении ООО «ХИМПОЛ» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт./экз.
1
2
3
Трансформатор тока
ТЛМ-10
4
Трансформатор тока
Т-0,66 М У3
3
Трансформатор напряжения
НАМИ-10
2
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Меркурий 234 ART-03 PR
1
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
ПСЧ-4ТМ.05М
2
УССВ
УСВ-3
1
Программное обеспечение
ПО ПК «Энергосфера»
1
Паспорт-Формуляр
РЭСС.411711.АИИС.967 ПФ
1
Сведения о методах измерений
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ОБЛЭНЕРГОСБЫТ» в отношении ООО «ХИМПОЛ», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
[category] =>
[brand] => АО "РЭС Групп", г.Владимир
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 967
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 3
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 3
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 5
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83841-21
[name] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические
[model] => РГС-10
[brand_full] => Открытое акционерное общество "Болоховский завод сантехнических заготовок" (ОАО "Бзстз"), Тульская обл., Киреевский р-н, п. Стахановский
[preview_text] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-10 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
[page_header] => Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-10
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83841-21-0001.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83841-21-0002.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83841-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83841-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83841-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83841-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-10 предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание
Тип резервуаров - стальные горизонтальные цилиндрические, номинальной вместимостью 10 м3.
Принцип действия резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-10 основан на заполнении их нефтью и нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-10 представляют собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами. По наружной поверхности резервуары теплоизолированы слоем минеральной ваты и покрыты
оцинкованным листом.
Резервуары оборудованы смотровой площадкой с лестницей и ограждениями.
Заводские номера наносятся на обшивку резервуара (рисунок 1).
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные устройства.
Резервуары РГС-10 с заводскими номерами 1, 2 расположены по адресу: Республика Башкортостан, Туймазинский район, г. Туймазы, с. Субханкулово, МО «Гафуровский с/с», ул. Магистральная, 3, ЛПДС «Субханкулово», Туймазинское НУ АО «Транснефть - Урал».
Общий вид резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-10 представлен на рисунках 2, 3.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 2 - Общий вид резервуара РГС-10 с заводским номером 1
Пломбирование резервуаров стальных горизонтальных цилиндрических РГС-10 не предусмотрено.
Программное обеспечение
отсутствует
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, м3
10
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %
±0,25
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС
от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
30
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический
РГС-10
1 шт.
Паспорт
-
1 экз.
Градуировочная таблица
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ОАО "Болоховский завод сантехнических заготовок" (ОАО "Бзстз"), Тульская обл., Киреевский р-н, п. Стахановский
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 1, 2
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Источники питания постоянного тока программируемые
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83855-21
[name] => Источники питания постоянного тока программируемые
[model] => Z+
[brand_full] => "TDK-Lambda Ltd.", Израиль
[preview_text] => Источники питания постоянного тока программируемые Z+ (далее - источники) предназначены для воспроизведения напряжения и силы постоянного тока.
[page_header] => Источники питания постоянного тока программируемые Z+
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83855-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83855-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83855-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83855-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83855-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83855-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Источники питания постоянного тока программируемые Z+ (далее - источники) предназначены для воспроизведения напряжения и силы постоянного тока.
Описание
Принцип действия источников основан на преобразовании электрической энергии переменного тока, подаваемой на вход, в электрическую энергию постоянного тока на выходе.
Преобразование электрической энергии происходит за счет высокочастотной коммутации цепей, главными элементами которых являются индуктивные и емкостные накопители (дроссели, трансформаторы, конденсаторы). После фильтрации энергия подается на выходные клеммы в виде сигнала постоянного напряжения, значение которого после обработки аналого-цифровым преобразователем (АЦП) отображается на светодиодном индикаторе.
Источники имеют два режима функционирования:
- режим стабилизации тока;
- режим стабилизации напряжения.
В режиме стабилизации напряжения источники поддерживают с высокой точностью заданное выходное напряжение при изменении тока нагрузки в заданных пределах. Если в режиме стабилизации напряжения выходной ток превышает допустимые значения, источники автоматически переключаются в режим стабилизации тока.
В режиме стабилизации тока источники поддерживают с высокой точностью заданный выходной ток при изменении сопротивления нагрузки. При уменьшении нагрузки менее допустимого значения источники автоматически переключаются в режим стабилизации напряжения.
Источники имеют 33 модификации: Z10-20, Z10-40, Z10-60, Z10-72, Z20-10, Z20-20, Z20-30, Z20-40, Z36-6, Z36-12, Z36-18, Z36-24, Z60-3.5, Z60-7, Z60-10, Z60-14, Z100-2, Z100-4, Z100-6, Z100-8, Z160-1.3, Z160-2.6, Z160-4, Z160-5, Z320-0.65, Z320-1.3, Z320-2, Z320-2.5, Z650-0.32, Z650-0.64, Z650-1, Z650-1.25, Z375-2.2.
Модификации различаются между собой воспроизводимыми значениями напряжения и силы постоянного тока, погрешностями воспроизведения напряжения и силы тока, выходной мощностью, габаритными размерами и массой. В названии модификации допускаются индексы "-L", "-L2", обозначающие тип опциональных выходных клемм на передней панели, а также индексы "-U", "-E", "-J", "-C" и "-O", обозначающие тип коннектора кабеля питания.
Источники предназначены для использования в качестве высокоточных программно-управляемых источников постоянного тока в высокотехнологичных производствах.
Источники представляют собой моноблочные электронные устройства.
На задней панели источников расположены: разъем сети питания, клемма заземления, выходные контакты, разъемы интерфейсов USB.
На передней панели источников расположены: цифровой индикатор и клавиши управления.
Заводской (серийный) номер наносится на нижнюю панель источников в виде наклейки.
Воспроизводимые значения напряжения и силы тока можно устанавливать как с помощью органов ручного управления, так и с помощью внешнего компьютера через интерфейс связи USB.
В источниках предусмотрена защита от перегрузки по току и напряжению.
Внешний вид источников с указанием места нанесения знака утверждения типа (А) и знака поверки (Б) представлен на рисунке 1.
Схема пломбировки источников от несанкционированного доступа приведена на рисунке 2.
Рисунок 1 - Общий вид источников, места нанесения знака утверждения типа (А) и знака поверки (Б)
Рисунок 2 - Вид задней панели источников, место пломбировки от несанкционированного доступа (В)
Программное обеспечение
Встроенное программное обеспечение (ПО) реализовано аппаратно и является метрологически значимым. Вклад ПО в суммарную погрешность источников незначителен, так как определяется погрешностью дискретизации (погрешностью АЦП), являющейся ничтожно малой. Встроенное ПО жестко зашито в микропроцессор источника и недоступно пользователю. Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния ПО.
Внешнее ПО устанавливается на персональный компьютер и предназначено для демонстрации работы с цифровыми интерфейсами. Оно представляет пользователю в удобной экранной форме процесс обмена командами дистанционного контроля. Внешнее ПО не является метрологически значимым.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Встроенное ПО
Внешнее ПО
Идентификационное наименование ПО
Z+ control firmware Z 2p230
Z+ Control
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 2.100
не ниже 1.5.0
Цифровой идентификатор ПО
$58
-
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
Две последние значащие цифры суммы всех ASCII кодов (в шестнадцатеричном формате)
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Выходные характеристики источников1)
Модификация
Диапазон воспроизведения напряжения постоянного тока2), В
Диапазон воспроизведения силы постоянного тока3), А
Полная выходная мощность, Вт
Z10-20
от 0,01 до 10
от 0,04 до 20
200
Z10-40
от 0,01 до 10
от 0,08 до 40
400
Z10-60
от 0,01 до 10
от 0,12 до 60
600
Z10-72
от 0,01 до 10
от 1,44 до 72
720
Z20-10
от 0,02 до 20
от 0,02 до 10
200
Z20-20
от 0,02 до 20
от 0,04 до 20
400
Z20-30
от 0,02 до 20
от 0,06 до 30
600
Z20-40
от 0,02 до 20
от 0,08 до 40
800
Z36-6
от 0,04 до 36
от 0,012 до 6
216
Z36-12
от 0,04 до 36
от 0,024 до 12
432
Z36-18
от 0,04 до 36
от 0,036 до 18
648
Z36-24
от 0,04 до 36
от 0,048 до 24
864
Z60-3.5
от 0,06 до 60
от 0,007 до 3,5
210
Z60-7
от 0,06 до 60
от 0,014 до 7
420
Z60-10
от 0,06 до 60
от 0,03 до 10
600
Z60-14
от 0,06 до 60
от 0,03 до 14
840
Продолжение таблицы 2
Модификация
Диапазон воспроизведения напряжения постоянного тока2), В
Диапазон воспроизведения силы постоянного тока3), А
Полная выходная мощность, Вт
Z100-2
от 0,1 до 100
от 0,004 до 2
200
Z100-4
от 0,1 до 100
от 0,008 до 4
400
Z100-6
от 0,1 до 100
от 0,012 до 6
600
Z100-8
от 0,1 до 100
от 0,016 до 8
800
Z160-1.3
от 1,6 до 160
от 0,003 до 1,3
208
Z160-2.6
от 1,6 до 160
от 0,006 до 2,6
416
Z160-4
от 1,6 до 160
от 0,008 до 4
640
Z160-5
от 1,6 до 160
от 0,01 до 5
800
Z320-0.65
от 3,2 до 320
от 0,002 до 0,65
208
Z320-1.3
от 3,2 до 320
от 0,003 до 1,3
416
Z320-2
от 3,2 до 320
от 0,004 до 2
640
Z320-2.5
от 3,2 до 320
от 0,006 до 2,5
800
Z650-0.32
от 6,5 до 650
от 0,007 до 0,32
208
Z650-0.64
от 6,5 до 650
от 0,002 до 0,64
416
Z650-1
от 6,5 до 650
от 0,002 до 1
650
Z650-1.25
от 6,5 до 650
от 0,003 до 1,25
812,5
Z375-2.2
от 3,75 до 375
от 0,005 до 2,2
825
Примечания:
1) Все характеристики указаны для работы в режиме программного управления источником;
2) Шаг установки по напряжению составляет 0,012 % от Ц<;
3) Шаг установки по току составляет 0,012 % от L;
U - конечное значение диапазона воспроизведения напряжения;
1к - конечное значение диапазона воспроизведения силы тока.
Таблица 3 - Метрологические характеристики источников в режиме стабилизации выходного напряжения1)
Модификация
Пределы допускаемой основной2) погрешности воспроизведения напряжения постоянного тока, абсолютной (Д), В, или приведенной к конечному значению диапазона измерений (у), %
Уровень пульсаций выходного напряжения в диапазоне частот от 5 Гц до 1 МГц, мВ3)
Z10-20
±0,05 (у)
5
Z10-40
±0,05 (у)
5
Z10-60
±0,05 (у)
5
Z10-72
±0,05 (y)
5
Z20-10
±0,05 (y)
6
Z20-20
±0,05 (y)
6
Z20-30
±0,05 (y)
5
Z20-40
±0,05 (y)
5
Z36-6
±0,05 (y)
6
Z36-12
±0,05 (y)
6
Z36-18
±0,05 (y)
5
Z36-24
±0,05 (y)
5
Продолжение таблицы 3
Модификация
Пределы допускаемой основной2) погрешности воспроизведения напряжения постоянного тока, абсолютной (Д), В, или приведенной к конечному значению диапазона измерений (у), %
Уровень пульсаций выходного напряжения в диапазоне частот от 5 Гц до 1 МГц, мВ3)
Z60-3.5
±0,05 (Y)
7
Z60-7
±0,05 (Y)
7
Z60-10
±0,05 (Y)
12
Z60-14
±0,05 (Y)
12
Z100-2
±0,05 (Y)
8
Z100-4
±0,05 (Y)
8
Z100-6
±0,05 (Y)
15
Z100-8
±0,05 (y)
15
Z160-1.3
±[0,0005^+0,0005^] (Д)
10
Z160-2.6
±[0,0005^+0,0005^] (д)
10
Z160-4
±[0,0005^+0,0005^] (д)
10
Z160-5
±[0,0005^+0,0005^] (д)
10
Z320-0.65
±[0,0005^+0,0005^] (д)
25
Z320-1.3
±[0,0005^+0,0005^] (д)
25
Z320-2
±[0,0005^+0,0005^] (д)
30
Z320-2.5
±[0,0005^+0,0005^] (д)
30
Z650-0.32
±[0,0005^+0,0005^] (Д)
60
Z650-0.64
±[0,0005^+0,0005^] (Д)
60
Z650-1
±[0,0005^+0,0005^] (Д)
60
Z650-1.25
±[0,0005/ив+0,0005/Лк] (Д)
60
Z375-2.2
±[0,0005/ив+0,0005/Лк] (Д)
30
Примечания:
1) Все характеристики указаны для работы в режиме программного управления источником;
2) Пределы допускаемой дополнительной температурной погрешности при измерении характеристики составляют 0,00003Ч.’К на каждый 1 °С изменения температуры окружающей среды;
3) Среднеквадратическое значение;
ив - значение выходного напряжения по показаниям источника;
U - конечное значение диапазона воспроизведения напряжения.
Таблица 4 - Метрологические характеристики источников в режиме стабилизации выходного напряжения, продолжение1)
Модификация
Нестабильность выходного напряжения
при изменении напряжения питания2), мВ
при изменении тока нагрузки3), мВ
Z10-20
±[0,0001-ик+2]
±[0,0001-ик+2]
Z10-40
±[0,0001-ик+2]
±[0,0001-ик+2]
Z10-60
±[0,0001-ик+2]
±[0,0001/Лк+2]
Z10-72
±[0,0001-ик+2]
±[0,0001/Лк+2]
Продолжение таблицы 4
Модификация
Нестабильность выходного напряжения
при изменении напряжения питания2), мВ
при изменении тока нагрузки3), мВ
Z20-10
±[0,0001-Uk+2]
±[0,0001-Uk+2]
Z20-20
±[0,0001-Uk+2]
±[0,0001-Uk+2]
Z20-30
±[0,0001-Uk+2]
±[0,0001-Uk+2]
Z20-40
±[0,0001-Uk+2]
±[0,000Wk+2]
Z36-6
±[0,0001/Uk+2]
±[0,0001/Uk+2]
Z36-12
±[0,0001/Uk+2]
±[0,0001-Uk+2]
Z36-18
±[0,0001/Uk+2]
±[0,0001-Uk+2]
Z36-24
±[0,0001-Uk+2]
±[0,0001-Uk+2]
Z60-3.5
±[0,0001-Uk+2]
±[0,0001-Uk+2]
Z60-7
±[0,000Wk+2]
±[0,0001-Uk+2]
Z60-10
±[0,0001/Uk+2]
±[0,0001-Uk+2]
Z60-14
±[0,0001/Uk+2]
±[0,0001/Uk+2]
Z100-2
±[0,0001-Uk+2]
±[0,0001/Uk+2]
Z100-4
±[0,0001-Uk+2]
±[0,0001-Uk+2]
Z100-6
±[0,0001-Uk+2]
±[0,0001-Uk+2]
Z100-8
±[0,0001-Uk+2]
±[0,0001-Uk+2]
Z160-1.3
±0,0001-Uk
±0,0001-Uk
Z160-2.6
±0,0001-Uk
±0,0001-Uk
Z160-4
±0,0001-Uk
±0,0001-Uk
Z160-5
±0,0001-Uk
±0,0001-Uk
Z320-0.65
±0,0001-Uk
±0,0001-Uk
Z320-1.3
±0,0001-Uk
±0,0001/Uk
Z320-2
±0,0001-Uk
±0,0001/Uk
Z320-2.5
±0,0001-Uk
±0,0001-Uk
Z650-0.32
±0,0001-Uk
±0,0001-Uk
Z650-0.64
±0,0001-Uk
±0,0001-Uk
Z650-1
±0,0001/Uk
±0,0001-Uk
Z650-1.25
±0,0001/Uk
±0,0001-Uk
Z375-2.2
±0,0001-Uk
±0,0001-Uk
Примечания:
1) Все характеристики указаны для работы в режиме программного управления источником;
2) При изменении напряжения питания от 85 до 132 В или от 170 до 265 В при неизменном сопротивлении нагрузки;
3) При изменении нагрузки от 0 (режим холостого хода) до максимальной выходной нагрузки (максимальное значение выходного тока) и неизменном напряжении питания;
Uk - конечное значение диапазона воспроизведения напряжения.
Таблица 5 - Метрологические характеристики источников в режиме стабилизации выходного тока1)
Модификация
Пределы допускаемой основной2) погрешности воспроизведения силы постоянного тока, абсолютной (Д), А, или приведенной к конечному значению диапазона измерений (у), %
Уровень пульсаций силы тока в диапазоне частот от 5 Гц до 1 МГц, мА3)
Z10-20
±[0,001-1в+0,001-1к] (Д)
25
Z10-40
±[0,001-1в+0,001-1к] (Д)
70
Z10-60
±[0,001-1в+0,001-1к] (Д)
150
Z10-72
±[0,001 -1в+0,001-1к] (д)
180
Z20-10
±[0,001 -1в+0,001-1к] (д)
15
Z20-20
±[0,001 -1в+0,001-1к] (д)
40
Z20-30
±[0,001 -1в+0,001-1к] (д)
75
Z20-40
±[0,001 -1в+0,001-1к] (д)
100
Z36-6
±[0,001 -1в+0,001-1к] (д)
8
Z36-12
±[0,001 -1в+0,001-1к] (д)
15
Z36-18
±[0,001 -1в+0,001-1к] (д)
25
Z36-24
±[0,001 -1в+0,001-1к] (д)
31
Z60-3.5
±[0,001 -1в+0,001-1к] (д)
4
Z60-7
±[0,001 -1в+0,001-1к] (д)
8
Z60-10
±[0,001 -1в+0,001-1к] (д)
8
Z60-14
±[0,001 -1в+0,001-1к] (Д)
28
Z100-2
±[0,001 -1в+0,001-1к] (Д)
3
Z100-4
±[0,001 -1в+0,001-1к] (Д)
3
Z100-6
±[0,001 -1в+0,001-1к] (Д)
5
Z100-8
±[0,001 -1в+0,001-1к] (Д)
12
Z160-1.3
0,2 (Y)
1,2
Z160-2.6
0,2 (Y)
1,5
Z160-4
0,2 (Y)
2
Z160-5
0,2 (Y)
2
Z320-0.65
0,2 (Y)
0,8
Z320-1.3
0,2 (Y)
1
Z320-2
0,2 (Y)
1,5
Z320-2.5
0,2 (Y)
1,5
Z650-0.32
0,2 (Y)
0,5
Z650-0.64
0,2 (Y)
0,6
Z650-1
0,2 (Y)
1
Z650-1.25
0,2 (Y)
1
Z375-2.2
0,2 (Y)
1,5
Примечания:
1) Все характеристики указаны для работы в режиме программного управления источником;
2) Пределы допускаемой дополнительной температурной погрешности при измерении характеристики составляют 0,000ГГна каждый 1 °С изменения температуры окружающей среды;
3) Среднеквадратическое значение;
1в - значение силы выходного тока по показаниям источника;
1к - конечное значение диапазона воспроизведения силы тока.
Таблица 6 - Метрологические характеристики источников в режиме стабилизации выходного тока, продолжение1)
Модификация
Нестабильность выходного тока
при изменении напряжения питания2), мА
при изменении напряжения на нагрузке3), мА
Z10-20
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z10-40
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z10-60
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z10-72
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z20-10
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z20-20
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z20-30
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z20-40
±[0,000Ык+2]
±[0,0001-!к+5]
Z36-6
±[0,000Ык+2]
±[0,0001-!к+5]
Z36-12
±[0,000Ык+2]
±[0,0001-!к+5]
Z36-18
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z36-24
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z60-3.5
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z60-7
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z60-10
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z60-14
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z100-2
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z100-4
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z100-6
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z100-8
±[0,0001-!к+2]
±[0,0001-!к+5]
Z160-1.3
±0,0002-!к
±0,0009^к
Z160-2.6
±0,0002-!к
±0,0009^к
Z160-4
±0,0002-!к
±0,0009^к
Z160-5
±0,0002-!к
±0,0009^к
Z320-0.65
±0,0002-!к
±0,0009^к
Z320-1.3
±0,0002-!к
±0,0009^к
Z320-2
±0,0002-!к
±0,0009^к
Z320-2.5
±0,0002-!к
±0,0009^к
Z650-0.32
±0,0002-!к
±0,0015-!к
Z650-0.64
±0,0002-!к
±0,0009^к
Z650-1
±0,0002-!к
±0,0009^к
Z650-1.25
±0,0002-!к
±0,0009^к
Z375-2.2
±0,0002-!к
±0,0009^к
Примечания:
1) Все характеристики указаны для работы в режиме программного управления источником;
2) При изменении напряжения питания от 85 до 132 В или от 170 до 265 В при неизменном сопротивлении нагрузки;
3) При изменении выходного напряжения от минимального до максимального значения для данной модели и неизменном напряжении питания;
1к - конечное значение диапазона воспроизведения силы тока.
Таблица 7 - Технические характеристики источников
Наименование характеристики
Значение
Напряжение питающей сети, В
от 85 до 132 или от 170 до 265
Частота напряжения питания, Г ц
от 47 до 63
Наименование характеристики
Значение
Средняя наработка на отказ, часов, не менее
10 000
Средний срок службы, лет, не менее
10
Масса, кг, не более
- стандартное исполнение:
- модификации с выходной мощностью 200 Вт, 400 Вт
- модификация с выходной мощностью 600 Вт, 800 Вт
- расширенный корпус:
- модификации с выходной мощностью 200 Вт, 400 Вт
- модификация с выходной мощностью 600 Вт, 800 Вт
1,9
2,1
2,4
2,6
Габаритные размеры1) (ширинахвысотахдлина), мм, не более - стандартное исполнение:
- расширенный корпус:
70х83х350 105x83x350
Нормальные условия измерения:
- температура окружающей среды, °C
- относительная влажность, %
- атмосферное давление, кПа
от +20 до +26 от 30 до 80 от 84 до 106
Рабочие условия применения:
- температура окружающей среды, °C
- относительная влажность, %
- атмосферное давление, кПа
от 0 до +50 от 30 до 90 от 84 до 106,7
Примечание:
1) Без учета рукояток и выходных шин.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом, на боковую поверхность источников - в виде наклейки.
Комплектность
Таблица 8 - Комплектность источников питания постоянного тока программируемых Z+
Наименование
Обозначение
Количество
Источник питания постоянного тока программируемый
модификация (по заказу): Z10-20, Z10-40, Z10-60, Z10-72, Z20-10, Z20-20, Z20-30, Z20-40, Z36-6, Z36-12, Z36-18, Z36-24, Z60-3.5, Z60-7, Z60-10, Z60-14, Z100-2, Z100-4, Z100-6, Z100-8, Z160-1.3, Z160-2.6, Z160-4, Z160-5, Z320-0.65, Z320-1.3, Z320-2, Z320-2.5, Z650-0.32, Z650-0.64, Z650-1, Z650-1.25, Z375-2.2
1 шт.
Кабель для гирляндного соединения
-
1 шт.
Сетевой кабель питания
-
1 шт.
Защита выходных шин/коннекторов (в зависимости от модификации)
-
1 шт.
Диск с ПО «Z+ Control»
-
1 шт.
Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
Методика поверки
ПР-11-2021МП
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе - разделе «Введение» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
Государственная поверочная схема для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1-10’16 до 100 А, утвержденная Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 октября 2018 г. № 2091
ГОСТ 8.027-2001. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы
Техническая документация изготовителя
[category] => Источники питания
[brand] => Компания "TDK-Lambda Ltd.", Израиль
[country] => ИЗРАИЛЬ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 92
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 4
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 92
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Антенны логопериодические
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83853-21
[name] => Антенны логопериодические
[model] => П6-151
[brand_full] => Акционерное общество "СКАРД-Электроникс" (АО "СКАРД-Электроникс"), г. Курск
[preview_text] => Антенны логопериодические П6-151, П6-251 (далее по тексту - антенны) предназначены (совместно с измерительными приборами (анализаторами спектра, вольтметрами селективными)) для измерений напряженности электромагнитного поля, плотности потока энергии электромагнитного поля.
[page_header] => Антенны логопериодические П6-151
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83853-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83853-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83853-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83853-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83853-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83853-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Антенны логопериодические П6-151, П6-251 (далее по тексту - антенны)
предназначены (совместно с измерительными приборами (анализаторами спектра, вольтметрами селективными)) для измерений напряженности электромагнитного поля, плотности потока энергии электромагнитного поля.
Описание
Конструктивно антенны выполнены виде комбинированной логопериодической структуры, размещённой в защитном радиопрозрачном корпусе. Длина вибраторов логопериодической структуры и расстояние между ними изменяются по закону геометрической прогрессии со знаменателем т = 0,9, позади логопериодической
структуры располагается петлевой элемент, согласованный с линией питания логопериодической структуры трансформатором с коэффициентом трансформации 1:4. Возбуждение двухпроводной линии осуществляется коаксиальным кабелем типа EZ 86-ТР/М17, проложенным вдоль одного из проводников микрополосковой линии. В зависимости от модификации антенны имеют коаксиальный СВЧ - вход с волновым сопротивлением 50 Ом типа SMA или N (розетка) по ГОСТ 13317-89.
Конструкция антенн предусматривает возможность крепления на специализированное крепежное устройство.
Принцип действия антенн основан на преобразовании плотности потока энергии электромагнитного поля в соответствующую ей высокочастотную мощность в тракте. Для измерений характеристик электромагнитных полей антенны подключаются к входу анализатора спектра, измерительного приёмника, измерителя мощности или иного приёмного измерительного устройства. Для создания электромагнитных полей антенны подключаются к генераторам сигналов или иным источникам сигналов.
Внешний вид антенн, места пломбировки от несанкционированного доступа и нанесения знаков утверждения типа приведены на рисунке 1.
Рисунок 1 - Фотографии внешнего вида антенны логопериодической П6-151 (слева), антенны логопериодической П6-251 (справа), места пломбировки от
несанкционированного доступа и места нанесения знака утверждения типа
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Диапазон рабочих частот, ГГц: - П6-151;
- П6-251
от 0,03 до 6,0 от 0,1 до 6,0
КСВН входа, не более
3,0
Коэффициент калибровки (КК) в диапазоне рабочих частот, дБ(м-1):
- П6-151;
- П6-251
от 15 до 45
от 15 до 45
Пределы допускаемой погрешности КК, дБ
± 2,0
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры (длинахширинахвысота), мм, не более: - П6-151;
- П6-251
88х546х746
88х303х456
Масса, кг, не более: - П6-151;
- П6-251
1,9
0,8
Рабочие условия эксплуатации:
температура окружающего воздуха, °С
относительная влажность воздуха при температуре 20 °С, % атмосферное давление, мм рт. ст.
от минус 40 до 50 до 98 от 630 до 800
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом и на антенну методом наклейки.
Комплектность
Таблица 3 - Комплект поставки
Наименование
Обозначение
Количество, шт.
Антенна логопериодическая
П6-151 (П6-251)
1
Руководство по эксплуатации
КНПР.464651.026 РЭ
1
Формуляр на антенну логопериодическую П6-151 (П6-251)
КНПР.464651.026 ФО (КНПР.464651.025 ФО)
1
Методика поверки
КНПР.464651.026 МП
1
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ 13317-89 «Элементы соединений СВЧ трактов радиоизмерительных приборов. Присоединительные размеры».
ГОСТ Р 8.574-2000 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности потока энергии электромагнитного в диапазоне частот от 0,3 до 178,4 ГГц».
Технические условия. КНПР.464651.026 ТУ.
[category] => Антенны измерительные
[brand] => ЗАО "СКАРД-Электроникс", г.Курск
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 2 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 130
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 3
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 130
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Автоцистерны
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83839-21
[name] => Автоцистерны
[model] => АКН УЗСТ 6619С-21
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Уральский Завод Спецтехники" (ООО "УЗСТ"), Челябинская обл., г. Усть-Катав
[preview_text] => Автоцистерны АКН УЗСТ 6619С-21 (далее - АЦ) предназначены для измерений объема нефтепродуктов, нефти и других жидкостей за исключением пищевых.
[page_header] => Автоцистерны АКН УЗСТ 6619С-21
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83839-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83839-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83839-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83839-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83839-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Автоцистерны АКН УЗСТ 6619С-21 (далее - АЦ) предназначены для измерений объема нефтепродуктов, нефти и других жидкостей за исключением пищевых.
Описание
Принцип действия АЦ основан на заполнении их жидкостью до указателя уровня налива, соответствующего определенному объему жидкости. Слив жидкости производится самотеком или через насос.
АЦ состоят из стальной сварной цистерны постоянного сечения круглой формы, установленной на шасси. Для гашения гидравлических ударов во время движения, внутри цистерны установлены волнорезы. Цистерна оборудована заливной горловиной с установленным указателем уровня налива. АЦ являются транспортными мерами полной вместимости (далее -ТМ). Указатель уровня налива находится в полости цистерны.
Технологическое оборудование предназначено для операций налива-слива нефтепродуктов и включает в себя:
- горловину с указателем уровня;
- съемную крышку горловины с заливным люком и дыхательным клапаном;
- клапан донный;
- кран шаровой;
- рукава напорно-всасывающие;
На боковых сторонах и сзади АЦ имеют знаки ограничения максимальной скорости, надписи и знаки с информационными табличками для обозначения транспортного средства, перевозящего определенный груз. Заводские (серийные) номера наносятся на информационную табличку в виде буквенно-цифровых обозначений ударным методом.
Общий вид АЦ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид автоцистерны АКН УЗСТ 6619С-21
Схема пломбировки для защиты от несанкционированного изменения положения указателя уровня налива, обозначение мест нанесения знака поверки представлены на рисунке 2.
Б (4:1)
знака поверки
Верхний борт
цистерны
Место для нанесения
Указатель уровня
Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного изменения положения указателя уровня налива в полости цистерны, обозначение места нанесения знака поверки
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальная вместимость, дм3
10000
Пределы допускаемой относительной погрешности ТМ, %
±0,4
Разность между номинальной и действительной вместимостью ТМ, %, не более
±2,0
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Снаряженная масса, кг, не более
12700
Длина, мм
8700
Высота, мм
3650
Ширина, мм
2550
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
от -40 до +45
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации печатным способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Комплектующие
Обозначение
Количество
Автоцистерна
(зав.№№ X8966193CK0DM7173, X8966193CK0DM7172)
АКН УЗСТ 6619С-21
2 шт.
Запасные части, инструменты и принадлежности
-
2 шт.
Руководство по эксплуатации
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 5 руководства по эксплуатации
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расхода жидкости
[category] => Цистерны
[brand] => ООО "Уральский завод спецтехники", г.Усть-Катав
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => X8966193CK0DM7173, X8966193CK0DM7172
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 1 год
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 6
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 3
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 6
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Резервуар стальной горизонтальный наземный
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 8
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83838-21
[name] => Резервуар стальной горизонтальный наземный
[model] => РГСН-20 (5+5+10)
[brand_full] => Закрытое акционерное общество "АлтайСпецИзделия" (ЗАО "АлтайСпецИзделия"), г. Барнаул
[preview_text] => Резервуар стальной горизонтальный наземный РГСН-20 (5+5+10) (далее -резервуар) предназначен для измерений объема (вместимости) при приеме, хранении и отпуске нефтепродуктов.
[page_header] => Резервуар стальной горизонтальный наземный РГСН-20 (5+5+10)
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83838-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83838-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83838-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83838-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83838-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Резервуар стальной горизонтальный наземный РГСН-20 (5+5+10) (далее -резервуар) предназначен для измерений объема (вместимости) при приеме, хранении и отпуске нефтепродуктов.
Описание
Резервуар стальной горизонтальный наземный РГСН-20 (5+5+10) представляет собой стальной металлический сосуд в форме горизонтального цилиндра с плоскими днищами наземного расположения. Резервуар является двухстенным и трехкамерным. Резервуар оборудован смотровыми люками-лазами, в которых размещены лестницы для спуска обслуживающего персонала внутрь камер резервуара. В верхней части резервуара предусмотрены площадки, предназначенные для удобства и безопасности перемещения обслуживающего персонала. По периметру верхней части резервуара установлены секции ограждения.
Принцип действия резервуара основан на заполнении его нефтепродуктом до произвольных уровней, соответствующих определенным объемам (вместимостям), приведенным в градуировочной таблице резервуара.
Резервуар стальной горизонтальный наземный РГСН-20 (5+5+10) расположен по адресу: г. Челябинск, контейнерная автозаправочная станция КАЗС-5.2+10.1Д.
Внешний вид резервуара стального горизонтального наземного РГСН-20 (5+5+10) в составе контейнерной автозаправочной станции КАЗС-5.2+10.1Д представлен на рисунке 1.
Эскиз общего вида резервуара стального горизонтального наземного РГСН-20 (5+5+10) представлен на рисунке 2.
Рисунок 1 - Внешний вид резервуара стального горизонтального наземного РГСН-20 (5+5+10) в составе контейнерной автозаправочной станции КАЗС-5.2+10.1Д
Рисунок 2 - Эскиз общего вида резервуара стального горизонтального наземного
РГСН-20 (5+5+10)
Пломбирование резервуара стального горизонтального наземного РГСН-20 (5+5+10) не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и в градуировочную таблицу.
Заводской номер наносится в паспорт на резервуар типографическим способом и на маркировочную табличку контейнерной автозаправочной станции КАЗС-5.2+10.1Д ударным способом.
Программное обеспечение отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Количество камер
3
Номинальная вместимость, м3: - первая внутренняя камера
5
- вторая внутренняя камера
5
- третья внутренняя камера
10
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении
±0,25
вместимости резервуара, %
Таблица 2 - Технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Измеряемая среда
нефтепродукты
Температура измеряемой среды, °С
от -40 до +90
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С
- атмосферное давление, кПа
от -60 до +40 от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее
25
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта резервуара печатным методом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность резервуара
Наименование
Обозначение
Количество
Резервуар стальной горизонтальный наземный
РГСН-20 (5+5+10)
1 шт.
Резервуар стальной горизонтальный наземный РГСН-20 (5+5+10). Паспорт
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 7 «Заметки по эксплуатации» паспорта.
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 об утверждении Государственной поверочной схемыа для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
[category] => Резервуары
[brand] => ООО "АлтайСпецИзделия", г.Барнаул
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 20016
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 5 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) "Южноуральской ГРЭС-2" Блок № 2
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 7
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83854-21
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) "Южноуральской ГРЭС-2" Блок № 2
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизированные системы в энергетике" (ООО "АСЭ"), г. Владимир
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) «Южноуральской ГРЭС-2» Блок № 2 предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) "Южноуральской ГРЭС-2" Блок № 2
[images] => Array
(
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83854-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83854-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83854-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83854-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) «Южноуральской ГРЭС-2» Блок № 2 предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС-приемника типа ЭНКС-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и передача измерительной информации на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с 3-го уровня настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию, получаемую посредством интеграции и/или в формате XML-макетов в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet, от АИИС КУЭ зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
Сравнение шкалы времени УСПД ЭКОМ-3000 со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения УСПД ЭКОМ-3000 производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД равного ±2 с (программируемый параметр) и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и сервера АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Южноуральской ГРЭС-2» Блок № 2.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПК «Энергосфера»
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 6.5
Наименование программного модуля ПО
pso metr.dll
Цифровой идентификатор ПО
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
MD5
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Номер ИК
Наименование ИК
ТТ
ТН
Счетчик
УСПД/УССВ/Сервер
Вид электрической энергии и мощности
1
2
3
4
5
6
7
1
ТГ-2
AON-F 17000/1
Кл. т. 0,2S Рег. № 51363-12
НИОЛ-СТ 20000/^3:100/^3
Кл. т. 0,2 Рег. № 58722-14
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
УСПД: ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09
УССВ: ЭНКС-2 Рег. № 37328-15
сервер АИИС КУЭ: НР Proliant DL380R07
активная
реактивная
2
КВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС -Южноуральская ГРЭС- 2 яч. выкл В511
IOSK 123/245/362/550 3000/1
Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09
TEMP 550 500000/^3:100/^3
Кл. т. 0,2 Рег. № 57687-14
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
активная
реактивная
3
КВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС -Южноуральская ГРЭС- 2 яч. выкл В510
IOSK 123/245/362/550 3000/1
Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
4
КВЛ 500 кВ Южноуральская ГРЭС- 2 -Шагол яч. выкл
В521
IOSK 123/245/362/550 3000/1
Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09
TEMP 550 500000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 57687-14
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
УСПД: ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09
УССВ:
ЭНКС-2 Рег. № 37328-15
сервер АИИС КУЭ: НР Proliant DL380R07
активная
реактивная
5
КВЛ 500 кВ Южноуральская ГРЭС- 2 -Шагол яч. выкл В522
IOSK 123/245/362/550 3000/1
Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
активная
реактивная
П р и м е ч а н и я
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
5 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия и мощность)
Номер ИК
Диапазон тока
Метрологические характеристики ИК
Границы основной относительной погрешности измерений, (± 5), %
Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (±5), %
cos ф = 1,0
cos ф = 0,8
cos ф = 0,5
cos ф = 1,0
cos ф = 0,8
cos ф = 0,5
1 - 5
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)
11ном — I1 — 1,211ном
0,5
0,6
0,9
0,8
1,0
1,2
0,211ном — I1 < 11ном
0,5
0,6
0,9
0,8
1,0
1,2
0,0511ном — I1 < 0,211ном
0,6
0,8
1,2
0,8
1,1
1,4
0,0111ном — I1 < 0,0511ном
1,0
1,3
2,0
1,3
1,5
2,2
П р и м е ч а н и я
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до плюс 40 °С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия и
__________мощность)______________________________________________________________
Номер ИК
Диапазон тока
Метрологические характеристики ИК
Границы относительной основной погрешности измерений, (± 5), %
Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± 5), %
cos ф = 0,8
cos ф = 0,5
cos ф = 0,8
cos ф = 0,5
1 - 5
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
Счетчик 0,5)
11ном — I1 — 1,211ном
1,0
0,8
2,0
1,9
0,211ном — I1 < 11ном
1,0
0,8
2,0
1,9
0,0511ном — I1 < 0,211ном
1,1
0,9
2,1
2,0
0,0211ном —11 < 0,0511ном
2,0
1,5
2,6
2,3
П р и м е ч а н и я
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до плюс 40 °С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
Количество измерительных каналов
5
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
- ток, % От Ihom
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos9 температура окружающей среды, °С
от 99 до101
от 1 до 120 от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
- ток, % От Ihom
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos9
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
от 90 до 110
от 1 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40
от 0 до +40 0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более УСПД
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
Сервер АИИС КУЭ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
165000 3
75000
24
70000 1
35000 2
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- график средних мощностей за интервал 30 мин, сут, не менее
Сервер АИИС КУЭ:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее
110
10
45
3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с
±5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в УСПД (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) «Южноуральской ГРЭС-2» Блок № 2.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Количество, шт.
1
2
3
Трансформатор тока
AON-F
3
Трансформатор тока
IOSK 123/245/362/550
12
Трансформатор напряжения
НИОЛ-СТ
3
Трансформатор напряжения
TEMP 550
12
Продолжение таблицы 6
1
2
3
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М
5
Устройство сбора и передачи данных
ЭКОМ-3000
1
Устройство синхронизации системного времени (основное)
ЭНКС-2
1
Устройство синхронизации системного времени (резервное)
ЭНКС-2
1
Сервер
НР Proliant DL380R07
1
Программное обеспечение
ПК «Энергосфера»
1
Формуляр
АСВЭ 307.03.000 ФО
1
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии «Южноуральской ГРЭС-2» Блок № 2 (АИИС КУЭ
«Южноуральской ГРЭС-2» Блок № 2)», аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
[category] =>
[brand] => ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 001
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Система измерительно-управляющая в составе АСУ ТП Нижнекамской ПГУ ТЭС - ПТУ00, ГТУ01, ГТУ02
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 6
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83840-21
[name] => Система измерительно-управляющая в составе АСУ ТП Нижнекамской ПГУ ТЭС - ПТУ00, ГТУ01, ГТУ02
[model] =>
[brand_full] => Общество с ограниченной ответственностью "Сименс Технологии Газовых Турбин" (ООО "Сименс Технологии Газовых Турбин"), Ленинградская обл., Ломоносовский р-н, Южная часть промзоны Горелово
[preview_text] => Система измерительно-управляющая в составе АСУ ТП Нижнекамской ПГУ ТЭС -ПТУ00, ГТУ01, ГТУ02 (далее - СИУ АСУ ТП или система) предназначена для измерений технологических параметров: температуры технологических жидкостей, газов и составных частей оборудования, давления (разрежения) технологических жидкостей и газов, разности (перепада) давлений технологических жидкостей и газов, переменного давления технологических жидкостей и газов, уровня технологических жидкостей, расхода технологических жидкостей, виброскорости и виброперемещения составных частей оборудования, частоты вращения составных частей оборудования, объемной доли различных компонентов в газовых средах, силы, напряжения и частоты переменного электрического тока, напряжения постоянного электрического тока, активной электрической мощности.
[page_header] => Система измерительно-управляющая в составе АСУ ТП Нижнекамской ПГУ ТЭС - ПТУ00, ГТУ01, ГТУ02
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83840-21-0000.jpg
[1] => https://all-pribors.ru/pics/original/83840-21-0001.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83840-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83840-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83840-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83840-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Система измерительно-управляющая в составе АСУ ТП Нижнекамской ПГУ ТЭС -ПТУ00, ГТУ01, ГТУ02 (далее - СИУ АСУ ТП или система) предназначена для измерений технологических параметров: температуры технологических жидкостей, газов и составных частей оборудования, давления (разрежения) технологических жидкостей и газов, разности (перепада) давлений технологических жидкостей и газов, переменного давления технологических жидкостей и газов, уровня технологических жидкостей, расхода технологических жидкостей, виброскорости и виброперемещения составных частей оборудования, частоты вращения составных частей оборудования, объемной доли различных компонентов в газовых средах, силы, напряжения и частоты переменного электрического тока, напряжения постоянного электрического тока, активной электрической мощности.
Описание
СИУ АСУ ТП на функциональном уровне выделяется в составе системы контроля и управления оборудованием нормальной эксплуатации и реализует следующие функции:
- измерение технологических параметров оборудования паровой турбины ПТУ00, и газовых турбин ГТУ01 и ГТУ02;
- передача измерительной информации в систему верхнего уровня в цифровом виде;
Принцип действия системы основан на последовательных преобразованиях измеряемых величин.
Система состоит из совокупности измерительных каналов (ИК). ИК системы состоят из первичной части, включающей в себя первичные измерительные преобразователи (ПИП), и вторичной (электрической) части (ВИК). Первичная и вторичная части системы соединяются проводными линиями связи.
ПИП осуществляют преобразование измеряемых величин в электрические сигналы в виде силы постоянного электрического тока, электрического сопротивления, частоты и напряжения переменного тока.
Первичная часть системы включает:
- каналы измерительные MS-System RE103/WW017, регистрационный номер средства измерений в Федеральном информационном фонде (рег. №) 80555-20;
- датчики частоты вращения A5S, рег. № 69416-17;
- преобразователи давления измерительные SITRANS P серии 7MF, рег. № 61003-15;
- преобразователи термоэлектрические серии ТС, рег. № 71573-18;
- термопреобразователи сопротивления серий TR, TF, рег. № 71870-18;
- датчики давления HDA 4744, рег. № 61708-15;
- акселерометры CA, CE, рег. № 61291-15;
- преобразователи вихретоковые TQ, рег. № 60859-15;
- преобразователи влажности и температуры измерительные серии 90, модификаций 90.7021, 90.7023, рег. № 57251-14;
- преобразователи термоэлектрические серии SITRANS TS, рег. № 61526-15;
- расходомеры электромагнитные OPTIFLUX серии 4000, рег. № 40075-13;
- преобразователи переменного давления CP, рег. № 61964-15;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серий GA, GS, рег. № 54087-13;
- преобразователи давления измерительные С, рег. № 53138-13;
- преобразователи давления измерительные Cerabar S PMC71, рег. № 71892-18;
- термопреобразователи сопротивления серий TR, TF, рег. № 64818-16;
- преобразователи давления измерительные Sitrans P200, Sitrans P210, Sitrans P220, рег. № 51587-12;
- термопреобразователи сопротивления платиновые моделей WK93, WN100, WN500, WQ0232, WQ0233, рег. № 53246-13;
- преобразователи вихретоковые TQ, рег. № 60859-15;
- преобразователи измерительные напряжения переменного тока EMBSIN 221 UE, рег. № 31077-12;
- термопреобразователи сопротивления с переходной схемой соединения модификации 4.48, 4.68, 4.69, 4.91, Ex, Exia, рег. № 67083-17;
- уровнемеры байпасные поплавковые BNA, рег. № 67960-17;
- термопреобразователи сопротивлений серий 4,68,**,** ; 4,69,**,** и Exia,*,**,**, рег. № 64687-16;
- уровнемеры байпасные поплавковые BLE, рег. № 28258-04;
- газоанализаторы X-STREAM, рег. № 57090-14;
- преобразователи уровня гидростатические FD-01.2, рег. № 79958-20;
- преобразователи давления измерительные PU-01N.1.1.1.H, рег. № 80789-20;
- преобразователи термоэлектрические с одной термопарой AL-KB-1,5-870-0,15, рег. № 80172-20;
- преобразователь термоэлектрический с двумя термопарами 2xTyp K, рег. №80171-20;
- расходомеры крыльчатые HMP 25-SC-W.PN40.E.V-090, рег. № 80312-20;
- термопреобразователи сопротивления платиновые WQ0233, рег. № 81142-20;
- преобразователи термоэлектрические MQ0206-PVDF6, рег. № 81143-20;
- Преобразователи термоэлектрические с унифицированным выходным сигналом
2xNiCr-N 5-68450-BB1382A, рег. №81134-20;
- Преобразователи термоэлектрические с унифицированным выходным сигналом
2xNiCr-Ni-K5-68450-BB1382A-04, рег. №80708-20;
- термопреобразователи сопротивления платиновые 2xPT100 4-L 5-68450-BB1382A-05, рег. №80165-20;
- преобразователи термоэлектрические с унифицированным выходным сигналом 2xNiCr-Ni-5-68450-BB1382A-03, рег. №80326-20;
- преобразователи измерительные цифровые SICAM T 7KG9661, рег. № 66198-16;
- трансформаторы тока GAR3, рег. № 52590-13;
- трансформаторы напряжения TJC 6-G, рег. № 71106-18;
- преобразователи измерительные напряжения переменного тока, EMBSIN 221 UE, рег. № 31077-12.
Вторичная часть системы включает:
- модули AI, AI-DI/DQ, AQ, рег. № 80239-20;
- контроллеры частоты вращения Е16, рег. № 49141-12;
- аппаратура защиты и мониторинга состояния VM600, рег. № 62001-15;
- модули ввода-вывода AddFEM PoCo Plus 6DL3100-8AC05, рег. № 82318-21;
- преобразователи измерительные для термопар и термопреобразователей сопротивления с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К, рег. № 22149-14;
- преобразователи измерительные серии PR, рег. № 70943-18;
- устройства коммутации.
Устройства коммутации включают в себя соединительные коробки и кабели, обеспечивающие передачу измерительного сигнала, источники питания. Преобразований измерительной информации в устройствах коммутации не происходит.
Контроль за работой оборудования системы осуществляется с рабочей станции (РС), выполненной на базе ПЭВМ, которая позволяет получать результаты измерений.
О бщий вид шкафа программно-технических средств ВИК представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид шкафа программно-технических средств ВИК Пломбирование системы не предусмотрено.
Нанесение знака поверки на систему не предусмотрено.
Программное обеспечение
Метрологически значимым для СИУ АСУ ТП является программное обеспечение (ПО) модулей AI, AI-DI/DQ, AQ, контроллеров частоты вращения Е16, модулей ввода-вывода AddFEM PoCo Plus 6DL3100-8AC05 и ПО ПИП.
Встроенное микропрограммное ПО всех ПИП загружается в постоянную память приборов на заводе-изготовителе во время производственного цикла, оно недоступно пользователю и не подлежит изменению на протяжении всего срока эксплуатации.
Прием и преобразование входных аналоговых сигналов в цифровую форму производится встроенным программным обеспечением (ВПО) модулей 6DL1134-6JH00-0EH1, 6DL1133-6EW00-0EH1, 6DL3100-8AC05, Braun E16A361, VM600.
Для защиты приборных стоек СИУ АСУ ТП с установленными в них компонентами вторичной части ИК предусмотрено закрытие дверей стоек с оборудованием на ключ, а также закрытие помещений, где установлены приборные стойки СИУ АСУ ТП.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
SPPA-T3000
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Не ниже 8.2
Цифровой идентификатор ПО
-
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
Измеряемая величина
Диапазон измерений (ДИ) 1)
ПИП
ВИК
Характеристики погрешности1) ИК
Тип 2)
Выходной сигнал
Характеристики погрешности1)
Состав
Характеристики погрешности1)
1
2
3
4
5
6
7
8
Температура технологических жидкостей и газов, составных частей оборудования
от -60 до +80 °С
Thermo Sensor Xi-30002-0-0-0
Pt100 3)
(a=0,00385 °C’1)
A = ±(0,15 + 0,002-|t|) °C
6DL1134-
6JH00-0EH1
A = ±1,0 °C
A = ±(1,15 + 0,002-|t|) °C
От 0 до +100 °С
Dittmer 4.91.00.22
3.8(CKM-L6 TDT)
От 0 до +200 °С
Dittmer 4,68,01,15 (M-FK420)
от -50 до +250 °С
Wika TR50-Q
A = ±(0,3 + 0,005 -|t|) °C
A = ±(1,3 + 0,005 -|t|) °C
От -50 до +250 °С
Wika TR10-B AICZ
От -50 до +500 °С
Wika TR10-C-ZZZZ
От -50 до +400 °С
Labom GA2500
От 0 до +150 °С
T emperaturmesstechnik Geraberg WN500
От 0 до +150 °С
T emperaturmesstechnik Geraberg WQ 0233
От 0 до +300 °С
Dittmer 2\Pt100 4-L 5-68450-BB1382A-05
От 0 до +100 °С
Dittmer
Модель: 4.13.20.24
4.13.20.84
(acc. datasheet 1.13.1)
1
2
3
4
5
6
7
8
Температура технологическ их жидкостей и газов,
составных частей оборудования
От 0 до +150 °С
WN500
Pt100 3)
(a=0,00385 °C-1)
Д = ±(0,3 + 0,005 -|t|) °C
6DL1134-
6JH00-0EH1
Д = ±1,0 °C
Д = ±(1,3 + 0,005 -|t|) °C
От -30 до +120 °С
WQ 0233
От 0 до +100 °С
WQ 0232-PVDF
От 0 до +100 °С
Dittmer Exia
D
Д = ±(0,15 +
0,002-|t|) °C
Преобразовател ь измерительный PR мод. 5335 + 6DL1134-6JH00-0EH1
Д = ±1,1 °C
Д = ±(1,25 +
0,002-|t|) °C
От 0 до +1100 °С
AL - KB 1,5 - 870
Термопара типа «К» 3)
Д = ±2,5 °C в
поддиапазоне от 0 до +333 °C включ.
Д = ±0,00751 °C в поддиапазоне св. +333 до +1100 °C
KFD2-UT2-Ex2+ 6DL1133-6EW00-0EH1
Д = ±(0,0005-t
+ 0,006-D +
1) °C
Д = ±(0,0005-t + 0,006-D + 3,5) °C в поддиапазоне от 0 до +333 °C включ.
Д = ±(0,008-t + 0,006-D + 1) °C в поддиапазоне св. +333 до +1100 °C
1
2
3
4
5
6
7
8
Температура технологическ их жидкостей и газов,
составных частей оборудования
от -40 до
+600 °С
2xTyp K
Термопара типа «К»4)
А = ±1,5 °С в поддиапазоне от -40 до +375 °С включ.
А = ±0,0075 + °С
в поддиапазоне св. +375 до +600 °С
6DL1134
-6JH00-0EH1
А = ±0,8 °С
А = ±2,3 °С в поддиапазоне от -40 до +375 °С включ.
А = ±(0,0075 + +0,8) °С
в поддиапазоне св. +375 до +600 °С
от 0 до +550 °С
Wika TC10-C
А = ±2,5 °С в поддиапазоне от -40 до +333 °С включ.
А = ±0,0075 + °С
в поддиапазоне св. +333 до +550 °С
А = ±3,3 °С в поддиапазоне от -40 до +333 °С включ.
А = ±(0,0075 + +0,8) °С
в поддиапазоне св. +333 до +550 °С
от 0 до +200 °С
Wika TC53
А = ±1,5 °С
А = ±2,3 °С
От 0 до +120 °С
MQ 0206-
PVDF
А = ±2,5 °С
А = ±3,3 °С
От 0 до +300 °С
2xNiCr-Ni-5-
68450-BB1382A-03
От 4 до 20 мА
А = ±2,5 °С
6DL1133
-6EW00-0EH1
Y = ±0,5 %
А = ±4 °С
1
2
3
4
5
6
7
8
Температура технологическ их жидкостей и газов,
составных частей оборудования
От 0 до +600 °С
2х№Сг^ 5-
68450-BB1382A
От 4 до 20 мА
А = ±2,5 °С в поддиапазоне от 0 до +375 °С включ.
A=±(1+0,004-t) °С
в поддиапазоне св. +375 до +600 °С
6DL1133-
6EW00-0EH1
Y = ±0,5 %
А = ±4 °С в поддиапазоне от 0 до +375 °С включ.
А=±(2,5+0,004+) °С
в поддиапазоне св. +375 до +600 °С
От 0 до +300 °С
2х№Сг-№-К5-68450-BB1382A-04
А = ±2,5 °С
А = ±4 °С
От -40 до +80 °С
JUMO 90.7023
А = ±0,6 °С
А = ±2,1 °С
от -60 до +120 °С
Siemens 7MC7523-0NA00-1CC1-Z
А = ±2,5 °С
А = ±4 °С
Уровень технологическ их жидкостей
от 0 до 2 м
Profimess FD-
01.2.0.1.1.2.04.2.1
От 4 до 20 мА
Y = ±0,35 %
Y = ±0,85 %
От 5 до 600 мм
Wika KFG Level (1015) BMG-
А = ±5,0 мм
BRAUN
- E16 A365
(752P)
Y = ±0,1 %
А = ±5,6 мм
От 0 до 800 мм
Wika KFG Level (1016) UTN-
А = ±5,0 мм
6DL1133-
6EW00-0EH1
Y = ±0,5 %
А = ±9,0 мм
От 90 до 320 мм
Wika KFG Level (1001) ALF
А = ±5,0 мм
А = ±6,2 мм
1
2
3
44
5
6
7
8
Давление, разность давлений, разрежение технологически х жидкостей и газов
От 0 до 250 бар
От 0 до 25 МПа
7MF4333, 7MF4233, 7MF4033
от 4 до 20 мА
Yo^ ±0,2 %
Y-'юп^ ± (0,1-к + 0,2) %
6DL1133-6EW00-0EH1
Y = ±0,5 %
Y = ± (0,1-к + 0,9) %
AddFEM PoCo Plus 6DL3100-8AC05
Y = ±0,12 %
Y = ± (0,1-к + 0,52) %
BRAUN - E16
A365 (752P)
Y = ±0,1 %
Y = ± (0,1-к + 0,5) %
от 0 до 25 бар
Profimess
PU-01N.1.1.1.H
Yo^ ±1,0 %
Y.'ion^ ± 0,35 % на каждые 10 °С
6DL1133-6EW00-0EH1
Y = ±0,5 %
Уоси= ±1,5 %
Yдoп= ± 0,35 % на каждые 10 °С
от 0 до 250 бар
HDA 4744-A-250-000
+ PP
YoOT= ±0,5 %
Yдоп= ± 0,15 % на каждые 10 °С
Уоси= ±1,0 %
Yдoп= ± 0,15 % на каждые 10 °С
От 0 до 500 мбар
Siemens 7MF4433
Yo^ ±(0,005-к +0,05)%
Yдoп= ± (0,08-к + 0,1) %
уосн= ±(0,005 •к +0,55)% Yдoп= ± (0,08-к + 0,1) %
От 0 до 25 бар
Labom CA1100
Yo^ ±0,2 %
Yдoп= ± 0,2 % на каждые 10 °С
AddFEM PoCo Plus 6DL3100-8AC05
Y = ±0,12 %
Уосн= ±0,32 %
Yдoп= ± 0,2 % на каждые 10 °С
От 0 до-15 мбар
Endress+Hauser GmbH Cerabar S PMC71
Yo^ ±0,05 %
Yдoп= ± 0,1175 % на каждые 28 °С
6DL1133-6EW00-0EH1
Y = ±0,5 %
Уосн= ±0,55 %
Yдoп= ±0,1175 % на каждые
28 °С
От 0 до 250 бар
Siemens SITRANS
P220 7MF1567-
3DD00-1AA1
Yo^ ±0,25 %
Yдoп= ± 0,063 % на каждые 10 °С
Уоси= ±0,75 %
Yдoп= ± 0,063 % на каждые 10 °С
Расход технологически х жидкостей и газов
От 0 до 250 м3/ч
Krohne
Optiflux 4300R
5 = ±1,1 %
А = ±(1,25 + 0,011-Х) м3/ч
От 28 до 280 л/мин
KEM HMP25-SC-
W.PN40.E.V.-090 (VTC-K-K-N-P)
5 = ±3 %
AddFEM PoCo Plus 6DL3100-8AC05
Y = ±0,12 %
А = ±(0,31 + 0,03-Х) м3/ч
1
2
3
4
5
6
7
8
Концентрация кислорода
От 0 до 10 %
Emerson
Модель: X-
STREAM XE
от 4 до
20 мА
Y = ±7,5 %
6DL1133-6EW00-0EH1
Y = ±0,5 %
Y = ±8 %
Концентрация водорода
От 0 до 35 %
Удельная теплотворная способность газа
От 30 до 50 мДж/м3
Не нормируется
Не нормируется
Плотность газа
От 0,7 до 1,2 кг/м3
Не нормируется
Не нормируется
Виброперемещение технологических частей оборудования
От 2 до 8 мм
MS-System RE103/WW01 7
5 = ±3 %
A = ±(0,03 + 0,03 •Х) мм
СКЗ виброперемещения технологических частей оборудования
от 0,3 до
4,3 мм
MEGGITT TQ 402 & (IQS 450)
Напряжение переменного тока
от -25 до +40 мкм
VM600 + 6DL1133-
6EW00-0EH1
A = ±(0,02 +
0,03 •Х) мкм
От -(0,055 + 0,03 •Х) до +(0,076 + 0,03 •Х) мкм
От 0 до 500 мкм
MEGGITT TQ 412 & (IQS
450)
Напряжение переменного тока
Частота вращения
технологических частей оборудования
От 0,1 до 100 Гц
BRAUN A5S13
от 0,1 до 100 Гц
5 = ±0,1 %
AddFEM PoCo Plus 6DL3100-8AC05
5 = ±0,01 %
5 = ±0,11 %
От 0 до 12000 Гц
BRAUN A5S
от 0 до 12000 Гц
Braun E16
5 = ±(0,005+
1ЕМР) %
5 = ±(0,105+1ЕМР) %
1
2
3
4
5
6
7
8
Виброскорость технологических частей оборудования
от 0,8 до
50 мм/с
144-202-000-2x5
От 5 до 5000 Гц
5осн = ±13 %
(для ДИ от 0,8 до 1,5 мм/с)
5осн = ±11 %
(для ДИ от 1,5 до 50 мм/с)
5доп= ± 0,05 % на каждый 1 °С
VM600 + 6DL1133-6EW00-0EH1
Д = ±(0,02
+ 0,03-Х)
мм/с
Досн = ±(0,02 + 0,16-Х) мм/с (для ДИ от 0,8 до 1,5 мм/с) Досн = ±(0,02 + 0,14-Х) мм/с (для ДИ от 1,5 до 50 мм/с) 5доп= ± 0,05 % на каждый 1 °С
От 0 до 20 мм/с
Meggit СА 202 & (IPC 704)
От 0,5 до 5000 Гц
5 = ±19,5 %
Д = ±(0,02 + 0,225 -Х) мм/с
CE680
От 0,5 до 14000 Гц
5 = ±6 %
Д = ±(0,02 + 0,09-Х) мм/с
Переменное давление газа
От 0,0005 до 250 мбар
Meggitt CP 532
От 2 до 15000 Гц
5осн = ±10 % 5доп= ±5 %
Д = ±(0,02
+ 0,03-Х)
мбар
Д = ±(0,02 + 0,18 -Х) мбар
Сила переменного
электрического тока
От 0 до 10 кА
ТТ - GAR3
ИП - 7KG9661
от 4 до
20 мА
5 = ±0,7 %
6DL1133-
6EW00-0EH1
Y = ±0,5 %
Д = ±(0,05 + 0,007-Х) кА
Напряжение переменного электрического тока
От 0 до
20 кВ
ТН - TJC 6-G ИП - 7KG9661
5 = ±0,4 %
Д = ±(0,1 + 0,004-Х) кВ
От 0 до 500 В
ТН - TJC 6-G
ИП - EMBSIN 221
UE
Д = ±(2,5 + 0,002-Х) В
Д = ±(5 + 0,002-Х) В
Сила постоянного
электрического
тока5)
-
-
5 = ±0,4 %
Д = ±(1,5+ 0,004-Х) В
1
2
3
4
5
6
7
8
Активная электрическая мощность
От -20 до 220 МВт
ТТ - GAR3 ТН - TJC 6-G ИП - 7KG9661
от 4 до
20 мА
6 = ±1,4 %
AddFEM PoCo Plus 6DL3100-8AC05
Y = ±0,12 %
Д = ±(0,29+ 0,014-Х) МВт
Частота переменного электрического тока
От 45 до 55 Гц
ИП - 7KG9661
Д = ±0,01 Гц
6DL1133-6EW00-0EH1
Y = ±0,5 %
Д = ±0,06 Гц
Примечания:
1) В таблице указан максимальный диапазон измерений для данной структуры ИК, внутри которого выбираются конкретные рабочие поддиапазоны измерений. В ИК уровня технологических жидкостей «ноль» носит условный характер и может быть установлен в любой точке в пределах диапазона измерений датчика. Диапазон показаний, отображаемых на верхнем уровне, для отдельно взятого ИК может быть смещен относительно диапазона измерений.
Используемые обозначения:
Д - пределы допускаемой абсолютной погрешности в рабочих условиях эксплуатации;
6 - предел допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях эксплуатации;
Y - пределы допускаемой приведенной погрешности в рабочих условиях эксплуатации (приведенной к диапазону измерения);
Досн - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности;
6осн - предел допускаемой основной относительной погрешности;
уосн - пределы допускаемой основной приведенной погрешности (приведенной к диапазону измерения);
6доп - предел допускаемой дополнительной относительной погрешности от изменения температуры окружающей среды;
Yдоп - пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности от изменения температуры окружающей среды (приведенной к диапазону измерения);
t - текущее значение измеряемой температуры, °С;
Х - текущее значение измеряемого параметра;
к - коэффициент перенастройки диапазона;
ЕМР - единица младшего разряда.
Лист № 13
Всего листов 15
Продолжение таблицы 2______________________________________________________________________________________________________
2) В качестве ПИП могут использоваться аналогичные ПИП утвержденного типа с метрологическими характеристиками не хуже указанных в столбце 5 таблицы.
3) В составе ИК температуры в качестве ПИП могут использоваться термопреобразователи сопротивления утвержденного типа с НСХ типа Pt100 (а=0,00385 °С-1) по ГОСТ 6651-2009 класса допуска не ниже указанного в таблице.
t - измеренное значение температуры, °С.
4) В составе ИК температуры в качестве ПИП могут использоваться термопары утвержденного типа с НСХ типа К по ГОСТ Р 8.585-2001 класса допуска не ниже указанного в таблице.
5) Канал измерения сигналов от измерительных преобразователей сигналов напряжения постоянного тока в диапазоне от 0 до 300 В. Отображение на АРМ в единицах измерения напряжения постоянного тока в диапазоне от 0 до 300 В.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК системы
Наименование параметра
Значение
Напряжение питания переменного тока с частотой 50+2 Гц, В
от 187 до 242
Рабочие условия ПИП и ИП, кроме ТС и ТП:
Температура окружающей среды, °С
от -20 до +35
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Относительная влажность окружающего воздуха, %
до 80 без конденсации
Рабочие условия применения ВИК:
Температура окружающей среды, °С
от +20 до +30
Относительная влажность окружающего воздуха при температуре не более +25 °С, %
до 80 без конденсации
Атмосферное давление, кПа
от 84,0 до 106,7
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист документа «Система измерительно-управляющая в составе АСУ ТП
Нижнекамской ПГУ ТЭС - ПТУ00, ГТУ01, ГТУ02. Руководство по эксплуатации».
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность системы
Наименование
Обозначение
Колич ество
Система измерительно-управляющая в составе АСУ ТП Нижнекамской ПГУ ТЭС - ПТУ00, ГТУ01, ГТУ02, заводской № 001
СИУ АСУ ТП
1 шт.
Руководство по эксплуатации
СТГТ-НКНХ-001 РЭ
1 шт.
Формуляр
СТГТ-НКНХ-001 ФО
1 шт.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационной документации.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => ООО "Сименс Технологии Газовых Турбин", Ленинградская обл.
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 001
)
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 3 года
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)
Трансформаторы тока встроенные
Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 10
[from_cache] =>
)
Данные
Array
(
[code] => 83851-21
[name] => Трансформаторы тока встроенные
[model] => TAT
[brand_full] => ABB Power Grids Italy S.p.A, Италия
[preview_text] => Трансформаторы тока встроенные TAT (далее по тексту - трансформаторы) предназначены для передачи сигналов измерительной информации измерительным приборам и/или устройствам защиты и управления, применяются в установках переменного тока промышленной частоты.
[page_header] => Трансформаторы тока встроенные TAT
[images] => Array
(
[0] => https://all-pribors.ru/pics/original/83851-21-0000.jpg
)
[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 83851-21: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/83851-21.pdf
)
[1] => Array
(
[name] => 83851-21: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_83851-21.pdf
)
)
[detail_text] => Назначение
Трансформаторы тока встроенные TAT (далее по тексту - трансформаторы) предназначены для передачи сигналов измерительной информации измерительным приборам и/или устройствам защиты и управления, применяются в установках переменного тока промышленной частоты.
Описание
Принцип действия трансформаторов основан на явлении взаимной индукции, выходной ток вторичных обмоток практически пропорционален первичному току и относительно сдвинут по фазе на угол, близкий к нулю.
Трансформаторы состоят из металлического корпуса, внутри которого находятся одна или несколько (до семи) вторичных обмоток - измерительных и/или защитных. Обмотки равномерно намотаны на ленточные тороидальные магнитопроводы и покрыты эпоксидным компаундом. Возможно обеспечение одного, двух или трех коэффициентов трансформации. Первичной обмоткой является токоведущая шина внутри ввода. Выводы вторичных обмоток и вывод заземления расположены в коробке вторичных выводов, закрытой крышкой с возможностью пломбирования.
Трансформаторы встроенного типа, устанавливаются снаружи на заземленных частях высоковольтных вводов КРУЭ серии PASS и выключателей DTB145.
Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения, состоящего из арабских цифр и букв латинского алфавита, наносится на табличку трансформатора методом лазерной гравировки в месте, указанном на рисунке 1.
Нанесение знака поверки на трансформаторы не предусмотрено. Знак поверки наносится в паспорт трансформатора и (или) свидетельство о поверке в соответствии с действующим законодательством.
Знак утверждения типа на трансформаторы не наносится.
Общий вид трансформаторов и обозначение места нанесения заводского номера, представлены на рисунке 1. Пломбирование трансформаторов не предусмотрено.
Место нанесения заводского номера
Рисунок 1 - Общий вид трансформаторов и обозначение места нанесения заводского номера
Программное обеспечение
отсутствует.
Технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Номинальное напряжение, кВ
0,66
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
0,72
Номинальная частота переменного тока, Гц
50
Номинальный первичный ток, А
от 150 до 4000
Номинальный вторичный ток, А
1; 5
Количество вторичных обмоток
до 6
Классы точности вторичных обмоток по ГОСТ 7746-2015: - для измерений и учета - для защиты
0,2; 0,2S; 0,5S; 0,5; 1; 3
5P, 10P
Класс точности вторичных обмоток для защиты по ПНСТ 283-2018
5PR; 10PR; TPY; TPZ
Номинальная вторичная нагрузка S2ном с коэффициентом мощности cos ф2 = 0,8, В^А
от 1 до 100
Номинальная вторичная нагрузка S2ном с коэффициентом мощности cos ф2 = 1,0, В^А
от 1 до 100
Номинальная предельная кратность вторичных обмоток для защиты, Кном
от 10 до 60
Номинальный коэффициент безопасности приборов вторичной обмотки для измерений, Кбном
от 5 до 20
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
Габаритные размеры, мм, не более: - диаметр - высота
530
400
Масса, кг, не более
400
Климатическое исполнение и категория размещения по
ГОСТ 15150-69
УХЛ1
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта трансформатора типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение
Количество
Трансформатор тока встроенный
TAT
1 шт.
Руководство по эксплуатации
2GJA700303
1 экз.
Паспорт
-
1 экз.
Сведения о методах измерений
указаны в разделе 1 руководства по эксплуатации.
Нормативные документы
ГОСТ 7746-2015 Трансформаторы тока. Общие технические условия
ПНСТ 283-2018 Трансформаторы измерительные. Часть 2. Технические условия на трансформаторы тока
[category] => Трансформаторы
[brand] => Фирма "ABB", США
[country] => ИТАЛИЯ
[properties] => Array
(
)
[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 16 лет
)
[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 117
)
[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 3
)
[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 117
(100%)
)
[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)
[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)
)
)