МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

(Росстандарт)

---

ванности

ответственностью «СО- ТИС» (ООО «СОТИС»), Ульяновская обл., г. Димит- ровград

ответственностью «СО- ТИС» (ООО «СОТИС»), Ульяновская обл., г. Димит-ровград

МП «ГСИ. Сигнализаторы загазованности ПАКЗ-1. Методика поверки»

ответственностью «СО-ТИС» (ООО «СОТИС»), Ульяновская обл., г. Димит-ровград

ЦСМ», г. Ульяновск

10.

Газоанализаторы стационарные

HardGas

С

95230-25

HardGas FX-01, сер. № 12231000026; HardGas FX-02, сер. №№ 12231100025, 12231100021; HardGas FX-03, сер. № 12231200027

Общество с ограниченной ответственностью Торговая компания «Олдис» (ООО ТК «Олдис»), г. Москва

Общество с ограниченной ответственностью Торговая компания «Олдис» (ООО ТК «Олдис»), г. Москва

ОС

МП-5372024 «ГСИ. Газоанализаторы стационарные HardGas. Методика поверки»

1 год

Общество с ограниченной ответственностью Торговая компания «Ол-дис» (ООО ТК «Олдис»), г. Москва

ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология», Московская обл., г. Чехов

01.10.2024

11.

Трансформаторы тока

LR(B)

С

95231-25

14697-001, 14697 002, 14697-003

Shanghai Wu-song Electric Industrial Co., Ltd, Китай

Shanghai Wu-song Electric Industrial Co., Ltd, Китай

ОС

ГОСТ 8.217-2024 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»

4 года

Shanghai Wu-song Electric Industrial Co., Ltd, Китай

ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология», Московская обл., г. Чехов

14.08.2024

12.

Модули аналогового ввода

МР-0101

С

95232-25

2536-24; 2537-24

Акционерное общество «Опытно-конструктор ское бюро «Аэрокосмические системы» (АО «ОКБ «Аэрокосмические системы»), Московская обл., г. Дубна

Акционерное общество «Опытно-конструкторское бюро «Аэрокосмические системы» (АО «ОКБ «Аэрокосмические системы»), Московская обл., г. Дубна

ОС

МП МР-0101/2024 «ГСИ. Модули аналогового ввода МР-0101. Методика поверки»

1 год

Акционерное общество «Опытно-конструкторское бюро «Аэрокосмические системы» (АО «ОКБ «Аэрокосмические системы»), Московская обл., г. Дубна

АО «АКТИ-Мастер», г. Москва

20.11.2024

13.

Система измерений количества и показателей качества

Обозна чение отсутствует

Е

95233-25

61

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-

ОС

ВЯ.10.1708 128.00 МП «ГСИ. Система измерений

1 год

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-

ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень

31.10.2024

---

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» апреля 2025 г. № 747

Программное обеспечение

Термометры-манометры скважинные имеют встроенное и внешнее программное обеспечение (далее - ПО). Метрологический значимым является только встроенное ПО, которое устанавливается на заводе-изготовителе во время производственного цикла и осуществляет функции преобразования, обработки и передачи измерительной информации. Конструкция термоманометров исключает возможность несанкционированного влияния на ПО СИ и измерительную информацию.

Уровень защиты программного обеспечения «Высокий» в соответствии с Р50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

ПО

данные

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Well Ranger Software Interface
Номер версии (идентификационный номер) ПО	2.17
Цифровой идентификатор программного обеспечения	Недоступен

Метрологические и технические характеристики

Метрологические      и      основные      технические      характеристики

систем постоянного контроля скважинного давления и температуры (внутрискважинный датчик) приведены в таблицах 2 и 3.

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений абсолютного давления, МПа	от 0,1 до 137,8
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % от ВПИ (1) (2)	±0,025
Диапазон измерений температуры, °C	от +25 до +150
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °C	±0,1
Примечания: (1) ВПИ - Верхний предел измерений давления, МПа; (2)  Погрешность измерений давления нормирована при использовании в диапазоне температур от +25 до +150 °C

Таблица 3 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Разрешающая способность по давлению, МПа	0,000069
Разрешающая способность по температуре, °С	0,005
Цифровой выходной сигнал	Modbus RTU/TCP (посредством интерфейса RS 485/Ethemet)
Напряжение питания, В - наземного блока сбора данных (переменный ток) - термоманометра от встроенного источника наземного блока (постоянный ток)	220 24
Габаритные размеры термоманометра, мм, не более: - диаметр - длина	25,4 898
Габаритные размеры наземного блока, мм, не более: - высота - ширина - глубина	260 260 190
Масса термоманометра, кг, не более	0,96
Масса наземного блока, кг, не более	4,30

Наименование характеристики	Значение
Рабочие условия эксплуатации термоманометра: - температура окружающей среды, °C	от + 25 до +150
Рабочие условия эксплуатации наземного блока: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха, %, не более - атмосферное давление, кПа	от -40 до +75 80 от 84 до 106,7

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации 26.51.52-001-74148117-2024РЭ и паспорта.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Т ермометры-манометры скважинные	—	5 шт.
Наземный блок сбора данных	—	1 шт.
Руководство по эксплуатации	26.51.52-001-74148117-2024РЭ	1 экз.
Паспорт	—	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 5 руководства по эксплуатации на термометры-манометры скважинные 26.51.52-001-74148117-2024РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 19 ноября 2024 г. № 2712 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры»;

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

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 декабря 2019 г. № 2900 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений абсолютного давления в диапазоне 1Х10¹ - 1х10⁷ Па».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ТехВеллСервисес» (ООО «ТВС») ИНН 7713535749

Юридический адрес: 125252, г. Москва, пр-д Березовой рощи, д. 12, помещ. 2/3

Web-сайт: www.tws.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ТехВеллСервисес» (ООО «ТВС») ИНН 7713535749

Адрес: 125252, г. Москва, пр-д Березовой рощи, д. 12, помещ. 2/3

Web-сайт: www.tws.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Научно-исследовательский центр прикладной метрологии-Ростест» (ФБУ «НИЦ ПМ-Ростест»)

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

Адрес места осуществления деятельности: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Телефон: +7 (495) 544-00-00

E-mail: info@rostest.ru,

Web-сайт: www.rostest.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» апреля 2025 г. № 747

Регистрационный № 95220-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-12,5

Назначение средства измерений

Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-12,5 (далее - резервуары) предназначены для измерений объема при приеме, хранении и отпуске нефти и нефтепродуктов.

Описание средства измерений

Резервуары представляют собой горизонтальные цилиндрические сварные стальные сосуды, оборудованные приемо-раздаточными патрубками и технологическими люками. Заполнение и опорожнение резервуаров осуществляется через приемо-раздаточные патрубки. Расположение резервуаров подземное.

Заводской номер резервуаров в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, нанесен аэрографическим способом на металлические таблички, установленные на горловину резервуара и типографским способом в паспорт.

Резервуары РГС-12,5 заводские №№ 3758/24-1, 3759/24-1 расположены: Самарская обл., пгт. Суходол, ООО «ННК-Самаранефтегаз», УПН «Товарный парк».

Пломбирование резервуаров не предусмотрено.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Эскиз резервуаров, общий вид замерных люков и табличек с заводскими номерами резервуаров представлен на рисунках 1-3.

Рисунок 1 - Эскиз резервуаров РГС-12,5 зав. №№ 3758/24-1, 3759/24-1

Место нанесения

заводских номеров

Рисунок 2 - Общий вид замерных люков РГС-12,5 зав. №№ 3758/24-1, 3759/24-1

Рисунок 3 - Общий вид табличек с заводскими номерами РГС-12,5 зав. №№ 3758/24-1, 3759/24-1

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 -

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м3	12,5
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуара (объёмный метод), %	±0,25

Таблица 2 - Технические

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, оС - атмосферное давление, кПа	от -50 до +50 от 84,0 до 106,7

Таблица 3 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средний срок службы, лет, не менее	30

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический	РГС-12,5	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в пункте 7 паспорта.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии 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».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «НПО «НЕФТЕГАЗМАШ» (ООО «НПО «НГМ»)

ИНН 1324001535

Юридический адрес: 431444, Республика Мордовия, г. Рузаевка, ул. Пионерская, д. 119

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «НПО «НЕФТЕГАЗМАШ» (ООО «НПО «НГМ»)

ИНН 1324001535

Адрес: 431444, Республика Мордовия, г. Рузаевка, ул. Пионерская, д. 119

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Сибирская интернет компания» (ООО ИК «СИБИНТЕК»)

Юридический адрес: 117152, г. Москва, Загородное ш., д. 1, стр. 1

Адрес места осуществления деятельности: 443096, г. Самара, ул. Мичурина, д. 52

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312187.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» апреля 2025 г. № 747

Регистрационный № 95222-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Комплексы программно-технические ТИТАН КОНТРОЛ 1000

Назначение средства измерений

Комплексы программно-технические ТИТАН КОНТРОЛ 1000 (далее по тексту -комплексы) предназначены для измерений силы постоянного электрического тока, постоянного электрического напряжения, измерений сигналов от термометров сопротивлений (ТС) и воспроизведения сигналов силы постоянного электрического тока и постоянного электрического напряжения.

Описание средства измерений

Принцип действия комплексов заключается в использовании аналого-цифрового и цифро-аналогового преобразования входных/выходных сигналов. Аналоговые сигналы от первичных преобразователей поступают на входы модулей ввода, где они преобразуются в цифровые сигналы и передаются на контроллеры для выработки управляющих воздействий. Обработанные управляющие цифровые сигналы контроллера поступают на входы модулей вывода для передачи на управляющие устройства, а также на автоматизированные рабочие места (АРМ) (не входят в состав комплексов), на которых отображаются и регистрируются значения измеряемых параметров технологических процессов и управляющих сигналов.

Комплексы относятся к проектно-компонуемым изделиям, имеющим модульную структуру, и могут отличаться по составу и количеству функциональных модулей, в зависимости от конкретного технологического объекта управления в соответствии с заказом и требованиями пользователя. Максимальное количество вычислительных модулей в комплексах - 1. Комплексы ограничены 1024-мя измерительными каналами аналоговых сигналов. Состав комплексов и идентификационные данные функциональных модулей (обозначение и серийный номер) указываются в паспорте на комплексы.

Для связи с компонентами, периферийными устройствами, датчиками комплексы имеют встроенную поддержку следующих сетевых протоколов и технологий: Ethernet, RS-485, USB, HDMI, MODBUS TCP, MODBUS RTU, SNMP, MQTT, FTP, HTTP, HTTPS, DHCP, NTP, OPC UA, BACNET IP.

Комплексы изготавливаются в единой модификации ТИТАН КОНТРОЛ 1000.

В общем случае комплексы включают в себя следующие компоненты:

• - многоканальные модули ввода/вывода, выполняющие прием и преобразование входных/выходных аналоговых и дискретных сигналов;

• - вычислительный модуль (программируемый контроллер), осуществляющий обработку измерительной информации, полученной от модулей ввода/вывода, формирование в соответствии с заложенными алгоритмами выходных цифровых сигналов и передачи их через модули связи для последующего использования, отображения результатов измерений на оборудовании верхнего уровня (инженерных или рабочих операторских станциях на базе ПК);

• - модуль источника питания постоянного тока 24 В (МИП);

- сетевое оборудование (модуль интерфейсный-сетевой и коммуникационный модуль). Перечень вычислительных модулей и модулей ввода/вывода комплексов приведен в таблице 1.

Таблица 1 -Вычислительные

ввода/вывода комплексов

и

Наименование модуля	Обозначение
Вычислительный модуль	N1CP104
Модуль аналогового ввода сигналов термосопротивления PT100 или PT1000	N1AIT02
Модуль аналогового ввода сигналов напряжения	N1AI208
Модуль аналогового ввода токовых сигналов	N1AI308
Модуль аналогового вывода токовых сигналов	N1AO104
Модуль аналогового вывода сигналов напряжения	N1AO204

Заводской номер комплексов, идентифицирующий каждый экземпляр средства измерений, в виде буквенно-цифрового обозначения, состоящего из латинских букв и арабских цифр, наносится типографским способом на маркировочную табличку, расположенную боковой стороне корпуса вычислительного модуля.

Серийные номера вычислительных модулей и модулей комплексов наносятся методом лазерной гравировки на правую вычислительных модулей и модулей ввода/вывода.

Нанесение знака поверки на комплексы не предусмотрено.

Пломбирование комплексов не предусмотрено.

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

Общий вид вычислительных модулей и модулей ввода/вывода комплексов представлен на рисунке 2.

Место нанесения маркировочной таблички

Место нанесения

заводского номера

Место нанесения знака утверждения типа

Рисунок 1 - Общий вид комплексов с указанием места нанесения маркировочной таблички, заводского номера и знака утверждения типа комплексов

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) разделяется на встроенное и внешнее ПО.

Встроенным ПО комплексов является метрологически значимым. К встроенному ПО комплексов относятся ПО вычислительных модулей и модулей ввода/вывода аналоговых сигналов, хранящееся в их энергонезависимой памяти. Встроенное ПО устанавливается в процессе производственного цикла и не подлежит изменению на протяжении всего срока эксплуатации. Встроенное ПО выполняет функции преобразования электрических сигналов, последующую обработку и передачу в цифровой форме на вышестоящие уровни автоматизированных систем.

Внешнее ПО включает в себя набор инструментальных и исполнительных программных модулей. Все программные модули, входящие в состав внешнего ПО, не являются метрологически значимыми и не дают доступ к внутренним программным микрокодам модулей ввода/вывода. В качестве внешнего ПО комплексов может быть использован веб-интерфейс, отображающий состояние каналов и версию встроенного ПО.

Команды и данные, переданные через интерфейсы связи, не оказывают влияние на достоверность результатов измерений. Метрологические характеристики комплексов нормированы с учетом влияния всех компонентов ПО.

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

Идентификационные данные встроенного ПО приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные встроенного ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	N1AIT02	N1AI208	N1AI308	N1AO104	N1AO204	N1CP104
Номер версии (идентификационный номер) ПО	65536	65536	65537	65536	65536	65556
Цифровой идентификатор ПО	-
Примечание - Идентификационное наименование ПО соответствует обозначениям модулей ввода/вывода.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 -

Наименование характеристики	Значение
N1AI308
Диапазон измерений силы постоянного электрического тока, мА	от 0 до 20
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений силы постоянного электрического тока, %	±0,2
Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности измерений силы постоянного электрического тока, вызванной изменением температуры окружающего воздуха от нормальных условий измерений в пределах рабочей температуры измерений на каждые 1 °C изменения температуры, %	±0,05
Дискретность измерений силы постоянного электрического тока, мА	0,001

таблицы 3

N1AI208
Диапазон измерений постоянного электрического напряжения, В	от 0 до 10
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений постоянного электрического напряжения, %	±0,2
Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности измерений постоянного электрического напряжения, вызванной изменением температуры окружающего воздуха от нормальных условий измерений в пределах рабочей температуры измерений на каждые 1 °C изменения температуры, %	±0,05
Дискретность измерений постоянного электрического напряжения, В	0,001
N1AIT02
Диапазон измерений электрического сопротивления постоянного тока в температурном эквиваленте от термопреобразователей сопротивления PT100 и PT1000 (а=0,00385 С"*) по ГОСТ 6651-2009, С	от -200 до +650
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений электрического сопротивления постоянного тока в температурном эквиваленте   от   термопреобразователей   сопротивления   PT100 (а=0,00385 С"*)   по   ГОСТ 6651-2009    при   четырёхпроводном подключении, %	±1
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений электрического сопротивления постоянного тока в температурном эквиваленте   от   термопреобразователей   сопротивления   PT1000 (а=0,00385 С"*)    по   ГОСТ 6651-2009    при   четырёхпроводном подключении, %	±1,2
Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности измерений электрического сопротивления постоянного тока в температурном эквиваленте от термопреобразователей сопротивления PT100 и PT1000 (а=0,00385 С"*) по ГОСТ 6651-2009 при четырёхпроводном подключении, вызванной изменением температуры окружающего воздуха от нормальных условий измерений в пределах рабочей температуры измерений на каждые 1 С изменения температуры %	±0,05
Дискретность измерений электрического сопротивления постоянного тока в температурном эквиваленте от термопреобразователей сопротивления PT100 и PT1000 (а=0,00385 С"*) по ГОСТ 6651-2009, С	0,1
N1AO104
Диапазон воспроизведения силы постоянного электрического тока, мА	от 4 до 20
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности воспроизведения силы постоянного электрического тока, %	±0,2
Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности воспроизведения силы постоянного электрического тока, вызванной изменением температуры окружающего воздуха от нормальных условий измерений в пределах рабочей температуры измерений на каждые 1 С изменения температуры, %	±0,05
Дискретность воспроизведения силы постоянного электрического тока, мА	0,001

таблицы 3

N1AO204
Диапазон воспроизведения постоянного электрического напряжения, В	от 0 до 10
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности воспроизведения постоянного электрического напряжения, %	±0,2
Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности воспроизведения постоянного электрического напряжения, вызванной изменением температуры окружающего воздуха от нормальных условий измерений в пределах рабочей температуры измерений на каждые 1 °C изменения температуры, %	±0,05
Дискретность воспроизведения постоянного электрического напряжения, В	0,001
Примечания: 1. Нормируемым значением для приведенной погрешности является разность между максимальным и минимальным значениями диапазона измерений. 2. Погрешность приведена для всего измерительного канала с применением данных модулей ввода/вывода и учитывает все составляющие.

Таблица 4 - Технические

Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания: - напряжение постоянного тока, В	от 20,4 до 28,8
Потребляемая мощность, Вт, не более	250
Нормальные условия измерений: - температура окружающей среды, C - относительная влажность, %	от +20 до +30 от 30 до 80
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, C - относительная влажность при +50 C, без конденсации, %, не более - атмосферное давление, кПа	от -10 до +60 95 от 84,0 до 106,7
Габаритные размеры (ШхВхГ), мм, не более - N1CP104 - N1AIT02, N1AI208, N1AI308, N1AO104, N1AO204	70x70x101 15x70x101
Масса, кг, не более - N1CP104 - N1AIT02, N1AI208, N1AI308, N1AO104, N1AO204	0,3 0,06

Таблица 5 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка на отказ, ч	1000000
Средний срок службы, лет	15

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку комплексов типографским способом согласно схеме, указанной на рисунке 1, и на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 6 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Комплекс программно-технический ТИТАН КОНТРОЛ 1000	-	1 шт.
Паспорт	МФРУ.424257.001.ПС	1 экз.
Руководство по эксплуатации	МФРУ.424257.001.РЭ	1 экз.
Примечание - Обозначение и количество функциональных модулей в составе комплексов определяется в соответствии с заказом и указывается в паспорте.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1.2.3 «Описание работы модулей» руководства по эксплуатации МФРУ.424257.001.РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

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

TУ 26.51.70-001-91461439-2024         Комплекс         программно-технический

«ТИТАН КОНТРОЛ 1000». Технические условия.

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ГК МФМК» (ООО «ГК МФМК»)

ИНН 7725721179

Юридический адрес: 125476, г. Москва, вн.тер.г. Муниципальный округ Южное Тушино, ул. Василия Петушкова, д. 3, эт./помещ. 3/1, ком. 3/6

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ГК МФМК» (ООО «ГК МФМК»)

ИНН 7725721179

Юридический адрес: 125476, г. Москва, вн.тер.г. Муниципальный округ Южное Тушино, ул. Василия Петушкова, д. 3, эт./помещ. 3/1, ком. 3/6

Адрес места осуществления деятельности: 115201, г. Москва, ул. Котляковская, д. 3

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология» (ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология»)

Юридический адрес: 119415, г. Москва, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1, помещ. 263 Адрес места осуществления деятельности: 142300, Московская обл., Чеховский р-н, г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2

Тел.: +7 (495) 108 69 50

E-mail: info@metrologiya.prommashtest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314164.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» апреля 2025 г. № 747

Регистрационный № 95223-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системы противоаварийной защиты HTnpo-TFS600

Назначение средства измерений

Системы противоаварийной защиты HTnpo-TFS600 (далее по тексту - комплексы) предназначены для измерений силы постоянного электрического тока.

Описание средства измерений

Системы противоаварийной защиты НTпpo-TFS600 представляют собой измерительно-вычислительные и управляющие комплексы функциональной безопасности, предназначенные для использования в системах аварийного отключения (ESD), системах обнаружения пожара и газа (F&GS) и системах управления горелкой (BMS).

Принцип действия комплексов заключается в непрерывном измерении входных сигналов силы постоянного тока, преобразований аналоговых сигналов в цифровой код при помощи 16-бит разрядного АЦП и последующей передаче измеренных значений в виде цифровых сигналов в модуль ЦПУ для регистрации и архивировании измеренных значений, с последующей передачей по каналам связи для отображения данных на операторских и инженерных станциях, а также формировании выходных информационных, управляющих, аварийных и дискретных сигналов на основе измерений параметров технологических процессов.

Комплексы относятся к проектно-компонуемым изделиям, имеющим модульную структуру, и могут отличаться по составу функциональных модулей, в зависимости от конкретного технологического объекта управления в соответствии с заказом и требованиями пользователя.

Измерительные каналы формируются на базе следующих компонентов:

• - многоканальных терминальных плат, обеспечивающих подключение внешних линий связи к модулям входных сигналов;

• - многоканальных модулей входных сигналов, осуществляющих прием и преобразование входных электрических сигналов;

• - модулей ЦПУ, осуществляющих обработку измерительной информации, полученной от модулей входных сигналов, формирование в соответствии с заложенными алгоритмами выходных цифровых сигналов и передачи их через модули связи для последующего использования, и отображения результатов измерений на инженерных или операторских станциях на базе ПК.

В общем случае, в состав комплексов входят следующие основные компоненты:

• - основное шасси KT600A установленное в 19-дюймовую стойку;

• - функциональные модули, которые устанавливаются в основное шасси. Возможно размещение до 14 функциональных модулей в основном шасси.

• - многоканальные терминальные платы, устанавливаемые на панели стойки и подключенные к соответствующим каналам функциональных модулей:

- KT641A - 32-канальная терминальная плата цифровых входов;

• - KT642A - 32-канальная терминальная плата релейного блока;

• - KT643A - 32-канальная терминальная плата аналоговых входов.

• - коммутирующие кабели связи (шины I/O) KT673-1.5, предназначенные для коммутации основного шасси и шасси расширений с терминальными платами.

• - функциональные модули:

• - KT604A - модуль управления системным режимом;

• - KT 610A - модуль ЦПУ;

• - KT620A - сетевой коммуникационный модуль;

• - KT631A - 32-канальный модуль цифрового ввода;

• - KT632A - 32-канальный модуль цифрового вывода;

• - KT633A - 32-канальный модуль аналогового ввода;

• - KT642A_TR - 8-канальный выходной релейный блок.

• - модуль управления питанием KT603A, преобразующий напряжение питания переменного тока внешнего источника в 24 В постоянного тока, устанавливаемый в основное шасси.

Заводской номер комплексов в виде буквенно-цифрового обозначения, состоящего из латинских букв и арабских цифр и разделенного тире, наносится на идентификационную табличку методом печати, наклеиваемую на левую боковую сторону основного шасси.

Место нанесения знака поверки не предусмотрено.

Пломбирование комплексов не предусмотрено. Защита от несанкционированного доступа предусмотрена виде переключателя на передней панели модуля управления системным режимом основного шасси, который блокирует конфигурирование комплексов и переключается специализированным ключом. Предусмотрено закрытие стойки на ключ.

Архитектура комплексов приведена на рисунке 1.

Общий вид комплексов и вид слева основного шасси комплексов с указанием места нанесения идентификационной таблички, знака утверждения типа и заводского номера приведен на рисунке 2.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) разделяется на встроенное и внешнее ПО.

Встроенным ПО является ПО модулей, хранящееся в их энергонезависимой памяти. Встроенное ПО устанавливается на заводе-изготовителе в процессе производственного цикла, оно не доступно пользователю и не подлежит изменению на протяжении всего срока эксплуатации.

Внешнее ПО верхнего уровня «SafetyPro» позволяет выполнять конфигурирование и настройку отображения результатов выполненных измерений в графическом и цифровом видах на мониторах ПК, а также архивировать и просматривать результаты ранее выполненных измерений и не вносит изменения в измерительную и другую информацию. Предусмотрено разделение прав пользователей и защита паролем.

Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО комплексов приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	SafetyPro
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже	2.2.9
Цифровой идентификатор ПО	-

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Тип модуля	Наименование характеристики	Значение
KT633A	Диапазон измерений силы постоянного электрического тока, мА	от 4 до 20
	Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений силы постоянного электрического тока, %	±0,1
	Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности измерений силы постоянного электрического тока, %	±0,01

Примечания:

• 1 Нормируемым значением для приведенной погрешности является разность между максимальным и минимальным значениями диапазона измерений.

• 2 Дополнительная погрешность измерений вызвана изменением температуры окружающего воздуха от нормальных условий измерений в пределах условий эксплуатации на каждые 1 °C изменения температуры. Основная и дополнительная погрешности суммируются алгебраически.

Таблица 3 - Технические

Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В	от 100 до 240
- частота переменного тока, Гц	от 47 до 53
Потребляемая мощность, В^А, не более	480
Нормальные условия измерений:
- температура окружающей среды, C	от +23 до +27
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, C	от 0 до +60
- относительная влажность при +25 C, %, не более	80
- атмосферное давление, кПа	от 84,0 до 106,7
Габаритные размеры (Ширина^Высота^Глубина), мм, не более:
- основное шасси KT600A	482,4x524,2x394,5
- модуль ЦПУ KT610A	20,1x399,0x356,4
- модуль сетевой коммуникационный KT620A	20,1x204,0x356,6
- модуль 32-канальный цифрового ввода KT631A	20,1x399,0x356,6
- модуль 32-канальный цифрового вывода KT632A	20,1x399,0x356,6
- модуль 32-канальный аналогового ввода KT633A	20,1x399,0x356,6
Масса, кг, не более:
- основное шасси KT600A	12,8
- модуль ЦПУ KT610A	1,2
- модуль сетевой коммуникационный KT620A	0,5
- модуль 32-канальный цифрового ввода KT631A	1,2
- модуль 32-канальный цифрового вывода KT632A	1,2
- модуль 32-канальный аналогового ввода KT633A	1,2

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка на отказ, ч	1000000
Срок службы, лет	15

Знак утверждения типа

наносится на идентификационную табличку методом печати, наклеиваемую на левую боковую сторону основного шасси согласно схеме, указанной на рисунке 2 и на титульные листы паспорта и руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Система противоаварийной защиты	НТnро-TFS600	1 шт.
Паспорт	НТПР.424359.001 ПС	1 экз.
Руководство по эксплуатации	НТПР.424359.001 РЭ	1 экз.
Примечание - Тип и количество функциональных модулей комплексов определяется в соответствии с заказом и указывается в паспорте.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1 «Общее описание» руководства по эксплуатации НТПР.424359.001 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 октября 2018 г. № 2091 «Государственная поверочная схема для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1 • 10'¹⁶ до 100 А»;

НТПР.424359.001 ТУ «Системы противоаварийной защиты НТnро-TFS600. Технические условия».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ИМПЕКС-1» (ООО «ИМПЕКС-1») ИНН 9703081105

Юридический адрес: 123112, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Пресненский,

наб. Пресненская, д. 10, стр. 2, эт. 11, помещ. 97, ком.2, оф. 274

Телефон: + 7 925 411-28-06

E-mail: oleg.sidelev@h-xgroup.com

Web-сайт: www.h-xgroup.com

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ИМПЕКС-1» (ООО «ИМПЕКС-1»)

ИНН 9703081105

Адрес: 123112, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Пресненский, наб. Пресненская, д. 10, стр. 2, эт. 11, помещ. 97, ком. 2, оф. 274

Телефон: + 7 925 411-28-06

E-mail: oleg.sidelev@h-xgroup.com

Web-сайт: www.h-xgroup.com

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология» (ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология»)

Юридический адрес: 119415, г. Москва, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1, помещ. 263 Адрес места осуществления деятельности: 142300, Московская обл., Чеховский р-н, г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2

Тел.: +7 (495) 108 69 50

E-mail: info@metrologiya.prommashtest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314164.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» апреля 2025 г. № 747

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением преобразователей объемного расхода, плотности нефти с применением преобразователя плотности или определенной в лаборатории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразователей избыточного давления.

СИКН, заводской № 125/2024, представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.

СИКН состоит из:

• - блока измерительных линий, включающий в себя две рабочие и одну контрольно-резервную измерительную линию;

• - блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК);

• - системы сбора и обработки информации;

• - установки поверочной трубопоршневой;

• - узла подключения передвижной поверочной установки;

• - системы дренажа.

На выходном коллекторе СИКН для отбора нефти для БИК установлено пробозаборное устройство (далее - ПЗУ), выполненное в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб». В БИК установлен расходомер для контроля выполнения условий изокинетичности пробоотбора.

В составе СИКН применены средства измерений утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Состав СИКН

Наименование и тип средства измерений	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Преобразователи расхода жидкости турбинные геликоидные серии HTM модели HTM 12 (далее - ТПР)	79393-20
Датчики температуры 644	39539-08
Термопреобразователи сопротивления платиновые 65	22257-01, 22257-05
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065	53211-13
Преобразователи измерительные 3144Р	14683-04
Преобразователи измерительные 644 к датчикам температуры	14683-00
Преобразователи измерительные 644	14683-04
Преобразователи измерительные Rosemount 644	56381-14
Преобразователи измерительные 644	14683-09
Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2	63044-16
Датчики давления Агат-100МТ	74779-19
Преобразователи измерительные Сапфир-22МТ	78837-20
Термопреобразователи сопротивления серии ТК	71870-18
Термопреобразователи прецизионные ПТ 0304-ВТ	77963-20
Преобразователи давления измерительные 3051	14061-99, 14061-10, 14061-15
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП)	52638-13
Преобразователи плотности жидкости измерительные (мод. 7835) (далее - ПП)	15644-06
Преобразователи плотности жидкости «ТН-Плотномер-25-6,3» (далее - ПП)	77871-20
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 (далее - ПВз)	15642-01
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 (далее - ПВз)	15642-06
Преобразователи плотности и вязкости FVM (далее - ПВз)	62129-15
Преобразователи плотности и вязкости поточные ППВ-6,3.У1-Вн (далее - ПВз)	75029-19
Влагомеры нефти поточные УД,ВН-1пм (далее - ПВл)	14557-10, 14557-15
Влагомеры нефти микроволновые МВН-1	63973-16
Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 (далее - ИВК)	67527-17
Двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей с Ду от 8" до 42" (далее - ПУ)	20054-00

В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматическое вычисление массы брутто нефти;

• - автоматизированное вычисление массы нетто нефти;

• - автоматическое измерение технологических параметров (температуры и давления);

• - автоматическое измерение показателей качества нефти (плотности, вязкости, влагосодержания, серосодержания);

• - отображение (индикацию), регистрацию и архивирование результатов измерений;

• - поверку СИ (ТПР) на месте эксплуатации;

• - KMX СИ (ТПР, П^1, ПВл, ПВз) на месте эксплуатации;

• - отбор объединенной пробы нефти по ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

• - дистанционное управление запорной арматуры;

• - защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Пломбирование СИКН не предусмотрено.

Заводской номер СИКН нанесен типографским способом на информационную табличку, представленной на рисунке 1, установленную на площадке СИКН. Формат нанесения заводского номера - цифровой. Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.

АО ■■ Н’АНСН ЕФТЬ ПРИКАМЬЕ-

пАИМЕНОВАНИЬ СИ: СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И УКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ N? 125 ПСП НПС "КалейНИНО-

ЗАВОДСКОЙ НОМЕР; 125/2024

его соответствия утвержденному типу осуществляется путем от несанкционированного доступа.

ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, установленных параметров системой идентификации пользователя.

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 2.

Таблица 2 -

данные ПО СИКН

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Anal ogC onverter. app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.2.14.1
Цифровой идентификатор ПО	9319307D
Идентификационное наименование ПО	SIKNCalc.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.7.14.3
Цифровой идентификатор ПО	17D43552

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Sarasota.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.18
Цифровой идентификатор ПО	5FD2677A
Идентификационное наименование ПО	PP 78xx.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.20
Цифровой идентификатор ПО	CB6B884C
Идентификационное наименование ПО	MI1974.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.11
Цифровой идентификатор ПО	116E8FC5
Идентификационное наименование ПО	MI3233.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.28
Цифровой идентификатор ПО	3836BADF
Идентификационное наименование ПО	MI3265.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.3
Цифровой идентификатор ПО	4EF156E4
Идентификационное наименование ПО	MI3266.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.6
Цифровой идентификатор ПО	4D07BD66
Идентификационное наименование ПО	MI3267.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.5
Цифровой идентификатор ПО	D19D9225
Идентификационное наименование ПО	MI3287.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.4
Цифровой идентификатор ПО	3A4CE55B
Идентификационное наименование ПО	MI3312.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.30
Цифровой идентификатор ПО	E56EAB1E
Идентификационное наименование ПО	MI3380.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.12
Цифровой идентификатор ПО	23F21EA1
Идентификационное наименование ПО	KMH PP.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.17
Цифровой идентификатор ПО	71C65879
Идентификационное наименование ПО	KMH PP AREOM.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.3.14.1
Цифровой идентификатор ПО	62C75A03

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	MI2816.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.5
Цифровой идентификатор ПО	B8DF3368
Идентификационное наименование ПО	MI3151.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.21
Цифровой идентификатор ПО	F3B1C494
Идентификационное наименование ПО	KMH MPR MPR.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.4
Цифровой идентификатор ПО	6A8CF172
Идентификационное наименование ПО	MI3272.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.50
Цифровой идентификатор ПО	232DDC3F
Идентификационное наименование ПО	MI3288.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.14
Цифровой идентификатор ПО	32D8262B
Идентификационное наименование ПО	MI3155.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.30
Цифровой идентификатор ПО	F70067AC
Идентификационное наименование ПО	MI3189.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.21
Цифровой идентификатор ПО	35DD379D
Идентификационное наименование ПО	KMH PV.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.1
Цифровой идентификатор ПО	9F5CD8E8
Идентификационное наименование ПО	KMH PW.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.2
Цифровой идентификатор ПО	5C9E0FFE
Идентификационное наименование ПО	MI2974.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.21
Цифровой идентификатор ПО	AB567359
Идентификационное наименование ПО	MI3234.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.34
Цифровой идентификатор ПО	ED6637F5
Идентификационное наименование ПО	GOSTR8908.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.33
Цифровой идентификатор ПО	8D37552D

Продолжение таблицы 2___________________

Идентификационные данные (признаки)

Примечания

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

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

• 3. Алгоритм вычисления цифрового идентификатора - CRC32

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 -

СИКН

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений расхода нефти через СИКН*, м3/ч	от 800 до 3600
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %	±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %	±0,35
*Указаны минимальное и максимальное значения диапазона измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки СИКН и не может выходить за пределы приведенного диапазона измерений.

Таблица 4 - Основные технические

СИКН

Наименование характеристики	Значение
Измеряемая среда	нефть по ГОСТ Р 51858-2002
	«Нефть. Общие технические условия»
Давление нефти, МПа	от 0,19 до 2,5
Суммарные потери давления на СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа
- в рабочем режиме, не более	0,2
- в режиме поверки и контроля метрологических
характеристик, не более	0,4
Физико-химические свойства измеряемой среды:
- температура перекачиваемой нефти, °С	от +5 до +40
- плотность нефти в рабочем диапазоне температуры,
кг/м3	от 850 до 950
- вязкость кинематическая в рабочем диапазоне
температуры, мм2/с (сСт)	от 5 до 100
- массовая доля воды, %, не более	1,0
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3,
не более	900
- массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
- давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст)	66,7 (500)
- содержание свободного газа	не допускается
Режим работы СИКН	непрерывный

Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц	380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1
Условия эксплуатации СИКН: - температура окружающей среды, °С	от -35 до +34
Средний срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность СИКН

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 125 ПСП НПС «Калейкино»	-	1 шт.
Инструкция по эксплуатации	-	1 экз.
Методика поверки	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Инструкция. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 125 НПС «Калейкино» Ромашкинского РНУ АО «Транснефть - Прикамье», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 478-RA.RU.312546-2024 от 11.11.2024.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.1.1);

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».

Правообладатель

Акционерное общество «Транснефть - Прикамье» (АО «Транснефть - Прикамье») ИНН 1645000340

Юридический адрес: 420081, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Патриса Лумумбы, д. 20, к. 1

Изготовитель

Акционерное общество «Транснефть - Прикамье» (АО «Транснефть - Прикамье») ИНН 1645000340

Адрес: 420081, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Патриса Лумумбы, д. 20, к. 1

Испытательный центр

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

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

Телефон: (495) 950-87-00

Факс: (495) 950-85-97

E-mail: cmo@cmo.transneft.ru

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

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.313994.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» апреля 2025 г. № 747

Регистрационный № 95225-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества деэтанизированного на объекте «Система транспорта от УКПГ до точки врезки в конденсатопровод Станция насосная конденсата с коммерческим узлом учета»

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества конденсата газового деэтанизированного на объекте «Система транспорта газового конденсата от УКПГ до точки врезки в конденсатопровод АО «АРКТИКГАЗ» Станция насосная конденсата с коммерческим узлом учета» (далее - СИКГК) предназначена для измерений массы конденсата газового деэтанизированного (далее - КГД) прямым методом динамических измерений.

Описание средства измерений

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы КГД.

При прямом методе динамических измерений массу КГД определяют с применением счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы контроллера измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу КГД по реализованному в нем алгоритму.

СИКГК представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКГК осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКГК и эксплуатационными документами на ее компоненты.

Конструктивно СИКГК состоит из технологической части и системы сбора, обработки информации и управления.

Основные средства измерений из состава СИКГК, участвующие в измерениях массы КГД, приведены в таблице 1. Средства измерений могут быть заменены в процессе эксплуатации СИКГК на средства измерений утвержденного типа, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Основные

из состава СИКГК

Наименование средства измерений	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF200 с электронными преобразователями модели 2700 (далее - СРМ)	45115-16

таблицы 1

Наименование средства измерений	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Преобразователи давления измерительные КМ3 5	71088-18
Датчики температуры Rosemount 644	63889-16
Влагомеры поточные модели L	56767-14
Преобразователи плотности и расхода CDM	63515-16
Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400	57762-14
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее - ИВК)	64224-16
Преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н	42693-15

В состав СИКГК входят показывающие средства измерений температуры и давления утвержденных типов.

СИКГК обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматические измерения массового расхода и массы КГД прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода;

- автоматические измерения плотности, объемной доли воды в КГД, объемного расхода КГД в блоке контроля качества;

- автоматические измерения давления и температуры КГД;

• - проведение контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочего СРМ с применением контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного;

• - проведение КМХ и поверки СРМ с применением установки поверочной;

• - ручной отбор проб КГД согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» и ММ 51-00159093-004-02 «Руководящий документ. Нестабильные жидкие углеводороды. Методы отбора проб»;

• - автоматический контроль параметров КГД, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

• - защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.

Установка пломб на СИКГК не предусмотрена. Нанесение знака поверки на СИКГК не предусмотрено.

Заводской номер СИКГК в цифровом формате (№ 1142) нанесен методом лазерной гравировки на фирменную табличку, размещенную на входе в блок бокс СИКГК.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКГК.

ПО СИКГК реализовано в ИВК и автоматизированных рабочих местах (АРМ) оператора, сведения о которых приведены в таблице 2. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях СИКГК в целях утверждения типа.

Метрологические характеристики СИКГК указаны с учетом влияния ПО.

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

Таблица 2 -

данные ПО СИКГК

Идентификационные данные (признаки)	Значение (ИВК)	Значение прикладного ПО (АРМ оператора)
Идентификационное наименование ПО	LinuxBinary.app	PRV CALCS.bmo
Номер версии (идентификационный номер ПО)	06.26b/26b	1.0
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)	1742	B286B7A0

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики СИКГК, включая показатели точности, качества измеряемой среды и надежности СИКГК, приведены в таблицах 3, 4, 5.

Таблица 3 -

СИКГК

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений массового расхода КГД, т/ч	от 5,5 до 30,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы КГД, %	±0,25

СИКГК

Таблица 4 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Измеряемая среда	конденсат газовый деэтанизированный по ТУ 0271-146-31323949-2010 «Конденсат газовый деэтанизированный. Технические условия»
Давление КГД (избыточное), МПа	от 0,25 до 2,5
Температура КГД, °С	от 0 до +30
Диапазон плотности при рабочих условиях, кг/м3	от 600 до 800
Режим работы СИКГК	постоянный, автоматизированный

Таблица 5 - Показатели надежности СИКГК

Наименование характеристики	Значение
Срок службы, лет, не менее	30

Знак утверждения типа

наносится на титульном листе руководства по эксплуатации СИКГК печатным способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность СИКГК приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность СИКГК

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений количества и показателей качества конденсата газового деэтанизированного на объекте «Система транспорта газового конденсата от УКПГ до точки врезки в конденсатопровод АО «АРКТИКГАЗ» Станция насосная конденсата с коммерческим узлом учета»	-	1 шт.
Руководство по эксплуатации	1475.19.00.00.00.000 РЭ	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «ГКС-005-2023. Инструкция. ГСИ. Масса конденсата газового деэтанизированного. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества конденсата газового деэтанизированного на объекте «Система транспорта газового конденсата от УКПГ до точки врезки в конденсатопровод АО «АРКТИКГАЗ». Станция насосная конденсата с коммерческим узлом учета» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2023.45337).

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 6.8.2.3);

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».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» (ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»)

ИНН 8903021599

Юридический адрес: 629309, Ямало-Ненецкий АО, г. Новый Уренгой, Славянский мкр., д. 9, эт. 8, каб. 804

Телефон: 8 (3494) 92-22-42

Факс: 8 (3494) 92-22-13

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью научно-производственное предприятие «ГКС» (ООО НПП «ГКС»)

ИНН 1655107067

Адрес: 420111, г. Казань, ул. Тази Гиззата, д. 3

Телефон: 8 (843) 221-70-00

Факс: 8 (843) 221-70-00

E-mail: mail@nppgks.com

Испытательный центр

Всероссийский

Федерального научно-исследовательский

(ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

ИНН 7809022120

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

Адрес места осуществления деятельности: 420088, Республика Татарстан, г. Казань,

ул. 2-ая Азинская, д. 7 «а»

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

E-mail: office@vniir.org

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» апреля 2025 г. № 747

Регистрационный № 95226-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная

учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК» (далее - АИИС КУЭ) 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.

Описание средства измерений

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

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

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру;

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов По мгновенным значениям силы электрического тока счетчика вычисляются усредненные значения активной 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 УСПД, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на третий 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 производится с третьего уровня настоящей системы.

АИИС КУЭ имеет возможность принимать в автоматизированном режиме измерительную информацию 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 от других автоматизированных информационно-измерительных систем утвержденного типа.

АИИС КУЭ имеют выделенную на функциональном уровне систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы координированного времени Российской Федерации UTC(SU) на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.

Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется периодически (не реже 1 раза в 1 час). Независимо от наличия расхождения производится синхронизация шкалы времени сервера со шкалой времени УССВ.

Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется периодически (не реже 1 раза в 1 сутки). При любом расхождении шкалы времени УСПД от шкалы времени сервера АИИС КУЭ производится синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД на ±1 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика со шкалой времени УСПД, но не чаще одного раза в сутки.

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 корпус АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ 001 наносится на корпус сервера в виде наклейки и типографским способом в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК».

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0». 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. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	«Пирамида 2.0»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 10.4
Наименование программного модуля ПО	BinarvPackControls.dll
Цифровой идентификатор ПО	EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476
Наименование программного модуля ПО	CheckDataIntegritv.dll
Цифровой идентификатор ПО	E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7
Наименование программного модуля ПО	ComIECFunctions.dll
Цифровой идентификатор ПО	BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27
Наименование программного модуля ПО	ComModbusFunctions.dll
Цифровой идентификатор ПО	AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917
Наименование программного модуля ПО	ComStdFunctions.dll
Цифровой идентификатор ПО	EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E3 73
Наименование программного модуля ПО	DateTimeProcessing.dll
Цифровой идентификатор ПО	D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D
Наименование программного модуля ПО	SaleValuesDataUpdate.dll
Цифровой идентификатор ПО	B6740D3419A3BC1A42763 860BB6FC8AB
Наименование программного модуля ПО	SimpleVerifvDataStatuses.dll
Цифровой идентификатор ПО	61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A39
Наименование программного модуля ПО	SummaryCheckCRC. dll
Цифровой идентификатор ПО	EFCC55E91291DA6F80597932364430D5
Наименование программного модуля ПО	ValuesDataProcessing.dll
Цифровой идентификатор ПО	013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3 и 4.

Таблица 2 - Состав ИК ЛИИС КУЭ

о S о к	Наименование ИК	ТТ	TH	Счетчик	УСПД/УССВ/Сервер	Вид электрической энергии и мощности
1	2	3	4	5	6	7
1	Кармановская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 2, ВЛ 110 кВ Закамская -Кармановская ГРЭС I цепь с отпайками	CTDI-300/4000-1/5 1500/1 Кл. т. 0,28 Per. №29195-05	НКФ110-58 У1(Т1) 110000/л/З; 100/л/З Кл. т. 0,5 Per. № 1188-76	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 27524-04	УСПД: СИКОН С70 Per. № 28822-05 УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АИИС КУЭ: Промышленный компьютер	активная реактивная
2	Кармановская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 4, ВЛ 110 кВ Закамская -Кармановская ГРЭС II цепь с отпайками	CTDI-300/4000-1/5 1500/1 Кл. т. 0,28 Per. №29195-05	НКФ110-58 У1(Т1) 110000/л/З; 100/л/З Кл. т. 0,5 Per. № 1188-76	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 27524-04		активная реактивная
3	Кармановская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 12, ВЛ 110 кВ Кармановская ГРЭС - Автозавод I цепь с отпайками	IMB 72-800 1500/1 Кл. т. 0,28 Per. № 32002-06	НКФ110-58 У1(Т1) 110000/л/З; 100/л/З Кл. т. 0,5 Per. № 1188-76	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 27524-04		активная реактивная
4	Кармановская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 10, ВЛ 110 кВ Кармановская ГРЭС - Автозавод II цепь с отпайкой на ПС Раздолье	IMB 72-800 1500/1 Кл. т. 0,28 Per. № 32002-06	НКФ110-58 У1(Т1) 110000/л/3:100/л/3 Кл. т. 0,5 Per. № 1188-76	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 27524-04		активная реактивная
5	Кармановская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 8, ВЛ 110 кВ Кармановская ГРЭС - Арлан I цепь с отпайками	ТГФ110 1500/1 Кл. т. 0,2 Per. № 16635-04	НКФ110-58 У1(Т1) 110000/л/З; 100/л/З Кл. т. 0,5 Per. № 1188-76	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 27524-04		активная реактивная
6	Кармановская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 6, ВЛ 110 кВ Кармановская ГРЭС - Арлан II цепь с отпайками	IMB 72-800 1500/1 Кл. т. 0,28 Per. № 32002-06	НКФ110-58 У1(Т1) 110000/л/3:100/л/3 Кл. т. 0,5 Per. № 1188-76	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 27524-04		активная реактивная

Примечания

• 1 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

• 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденного типа.

• 3 Допускается замена серверов АПИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

• 4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений

• 5 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 -

		Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность)
Номер ИК	Диапазон тока	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 - 4; 6; 8 - 10; 31; 32; 41; 109 - 113; 156; 174; 175	11ном ~ I1 ~ 1,211ном	0,7	0,9	1,4	0,9	1,2	1,6
	0,211ном ~ I1   11ном	0,7	0,9	1,4	0,9	1,2	1,6
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)	0,0511ном   I1 < 0,211ном	0,8	1,0	1,6	1,0	1,2	1,8
	0,0111ном I1 < 0,0511ном	1,1	1,5	2,3	1,3	1,6	2,4
5; 7; 14; 15; 17; 18; 105 - 108; 114;	11ном ~ I1 ~ 1,211ном	0,7	0,9	1,4	0,9	1,2	1,6
178 - 181	0,211ном ~ I1 < 11ном	0,8	1,0	1,6	1,0	1,2	1,8
(ТТ 0,2; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)	0,0511ном   I1 < 0,211ном	1.1	1,4	2,3	1,2	1,6	2,4
11 - 13; 22 - 24; 27; 29; 30; 33; 35 - 40; 42; 44 - 53; 57;	11ном ~ I1 “ 1,211ном	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
62 - 72; 74 - 85; 99 - 104; 115 - 117; 121 - 155; 157 - 159; 163 - 167; 173; 177 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)	0,211ном ~ I1 < 11ном	1,1	1,6	2,9	1,2	1,8	3,0
	0,0511ном   I1 < 0,211ном	1,8	2,8	5,4	1,9	2,9	5,4
16; 19 - 21; 25; 26; 28; 34; 43; 54 - 56; 58; 59; 73; 160 - 162; 176	11ном “ I1 ~ 1,211ном	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
	0,211ном “ I1 < 11ном	0,9	1,2	2,2	1,0	1.4	2,3
	0,0511ном   I1 < 0,211ном	1,1	1,6	2,9	1,2	1,8	3,0
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)	0,0111ном I1 < 0,0511ном	1,8	2,9	5,4	2,0	3,0	5,5
60	11ном “ I1 ~ 1,211ном	0,5	0,6	0,9	0,8	1,0	1,2
(ТТ 0,2; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)	0,211ном “ I1 < 11ном	0,6	0,8	1,2	0,8	1,0	1,4
	0,0511ном   I1 < 0,211ном	0,9	1.2	2,0	1,1	1,4	2,1
61; 118 - 120	11ном “ I1 ~ 1,211ном	0,7	1,1	1,9	0,9	1,3	2,0
(ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)	0,211ном “ I1 < 11ном	0,9	1,5	2,7	1,1	1,6	2,8
	0,0511ном   I1 < 0,211ном	1,7	2,8	5,3	1,8	2,9	5,3

1	2	3	4		5	6	7		8
86 - 98; 168 - 172	I1ном < I1 ~ 1,2I1ном	0,5	0,6		0,9	0,8	1,0		1,2
	0,2I1ном ~ I1   I1ном	0,5	0,6		0,9	0,8	1,0		1,2
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)	0,05I1ном   I1 < 0,2I1ном	0,6	0,8		1,2	0,8	1,0		1,4
	0,01I,ном I1 < 0,05I1ном	1,0	1,3		2,0	1,2	1,5		2,2
188	I1ном “ I1 “ 1,2I1ном	0,7	1,1		1,9	0,9	1,3		2,0
	0,2I1ном < I1 < I1ном	0,7	1,1		1,9	0,9	1,3		2,0
(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)	0,05I1ном   I1 < 0,2I1ном	0,9	1,5		2,7	1,1	1,6		2,8
	0,01I1ном < I1 < 0,05I1ном	1,7	2,8		5,3	1,9	2,9		5,4
	I1ном < I1 < 1,2I1ном	0,3	0,5		0,7	0,7	0,9		1,0
182 - 186	0,2I1ном < I1 < I1ном	0,3	0,5		0,7	0,7	0,9		1,0
(ТТ 0,2S; Счетчик 0,2S)	0,1I1ном < I1 < 0,2I1ном	0,4	0,6		1,0	0,8	1,0		1,2
	0,05I1ном < I1 < 0,1I1ном	0,4	0,8		1,1	0,8	1,0		1,3
	0,01I1ном < I1 < 0,05I1ном	0,9	1,2		1,9	1,2	1,4		2,1
187	I1ном < I1 < 1,2I1ном	0,6	1,0		1,8	0,8	1,2		1,9
	0,2I1ном < I1 < I1ном	0,6	1,0		1,8	0,8	1,2		1,9
(ТТ 0,5S; Счетчик 0,2S)	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	0,9	1,4		2,6	1,0	1,6		2,7
	0,01I1ном < I1 < 0,05I1ном	1,7	2,8		5,3	1,9	2,9		5,3
		Метрологические характеристики И (реактивная энергия и мощность)							К
Номер ИК	Диапазон тока	Границы основной относительной 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 - 4; 6; 8 - 10; 31; 32; 41; 109 - 113; 156; 174	I1ном < I1 < 1,2I1ном	1,3		0,9		1,5		1,2
	0,2I1ном < I1 < I1ном	1,3		1,0		1,6		1,3
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5)	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	1,6		1,2		2,0		1,6
	0,02I1ном < I1 < 0,05I1ном	2,4		1,7		3,2		2,4
5; 7; 14; 15; 17; 18; 105 - 108; 114;	I1ном < I1 < 1,2I1ном	1,3		0,9		1,5		1,2
178 - 181	0,2I1ном < I1 < I1ном	1,4		1,0		1,7		1,3
(ТТ 0,2; ТН 0,5; Счетчик 0,5)	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	2,1		1,4		2,4		1,8

1	2	3	4	5	6
11; 13; 22 - 24; 27; 29; 30; 33; 35 - 40; 42; 44 - 53; 57;	I1ном < I1 < 1,2I1ном	1,8	1,2	2,0	1,4
62 - 72; 74 - 85; 99 - 104; 115 -117; 121 - 155; 157 - 159; 163 - 167; 173; 177 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5)	0,2I1ном ~ I1   I1ном	2,4	1,5	2,6	1,7
	0,05I1ном   I1 < 0,2I1ном	4,4	2,6	4,6	2,8
12	I1ном ~ I1 ~ 1,2I1ном	1,9	1,2	2,4	2,0
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5)	0,2I1ном ~ I1 < I1ном	2,4	1,5	2,9	2,2
	0,05I1ном   I1 < 0,2I1ном	4,3	2,5	4,6	3,0
16; 19 - 21; 25; 26; 28; 34; 43; 54 - 56; 58; 59; 73; 160 - 162; 176	I1ном “ I1 “ 1,2I1ном	1,8	1,2	2,0	1,4
	0,2I1ном ~ I1 < I1ном	1,8	1,2	2,0	1,4
	0,05I1ном   I1 < 0,2I1ном	2,5	1,6	2,8	1,9
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5)	0,02I1ном   I1 < 0,05I1ном	4,6	2,7	5,0	3,2
60	I1ном “ I1 “ 1,2I1ном	0,9	0,7	1,2	1,1
(ТТ 0,2; ТН 0,2; Счетчик 0,5)	0,2I1ном “ I1 < I1ном	1,1	0,8	1,4	1,2
	0,05I1ном   I1 < 0,2I1ном	1,9	1,3	2,3	1,7
61; 118 - 120	I1ном “ I1 “ 1,2I1ном	1,6	1,0	1,8	1,3
(ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5)	0,2I1ном “ I1 < I1ном	2,2	1,4	2,4	1,6
	0,05I1ном   I1 < 0,2I1ном	4,3	2,5	4,5	2,7
86 - 98; 168 - 172	I1ном “ I1 ~ 1,2I1ном	0,9	0,7	1,2	1,1
	0,2I1ном “ I1 < I1ном	0,9	0,7	1,3	1,1
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5)	0,05I1ном   I1 < 0,2I1ном	1,3	1,0	1,8	1,5
	0,02I1ном < I1 < 0,05I1ном	2,2	1,6	3,1	2,3
175	I1ном < I1 < 1,2I1ном	1,3	1,0	2,0	1,9
	0,2I1ном < I1 < I1ном	1,3	1,0	2,0	1,9
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5)	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	1,4	1,1	2,1	1,9
	0,02I1ном < I1 < 0,05I1ном	2,1	1,6	2,7	2,3
	I1ном < I1 < 1,2I1ном	0,7	0,6	1,1	1,0
182 - 186	0,2I1ном < I1 < I1ном	0,8	0,6	1,1	1,0
(ТТ 0,2S; Счетчик 0,5)	0,1I1ном < I1 < 0,2I1ном	1,0	0,8	1,4	1,2
	0,05I1ном < I1 < 0,1I1ном	1,2	0,9	1,7	1,4
	0,02I1ном < I1 < 0,05I1ном	2,1	1,5	3,1	2,3

1	2	3	4	5	6
187	11ном < I1 ~ 1,211ном	1,5	1,0	2,2	1,9
	0,211ном ~ I1   11ном	1,5	1,0	2,2	1,9
(ТТ 0,5S; Счетчик 0,5)	0,0511ном   I1 < 0,211ном	2,2	1,3	2,7	2,1
	0,0211ном   I1 < 0,0511ном	4,3	2,6	4,6	3,0
188	11ном “ I1 “ 1,211ном	1,6	1,1	2,3	1,9
	0,211ном “ I1 < 11ном	1,6	1,1	2,3	1,9
(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5)	0,0511ном   I1 < 0,211ном	2,3	1,4	2,7	2,1
	0,0211ном < I1 < 0,0511ном	4,3	2,6	4,6	3,0

Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с____________________________________

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 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от +5 до +40 °С.

• 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 .

Таблица 4 - Основные технические

ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	188
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до101
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos ф	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- частота, Гц	от 49,5 до 50,5
- коэффициент мощности cosф	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С	от +5 до +40
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5

1	2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более	3
УСПД
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
Сервер АИИС КУЭ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	56
- при отключении питания, лет, не менее	10
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, сут, не менее	45
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер 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 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 титульный лист формуляра типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
1	2	3
Трансформатор тока	CTDI-300/4000-1/5	9
Трансформатор тока	IMB 72-800	15
Трансформатор тока	ТГФ110	6
Трансформатор тока	ТПШЛ-10	9
Трансформатор тока	ТШЛ 20	6
Трансформатор тока	TG 145-420	15
Трансформатор тока	ТОГ-110	6
Трансформатор тока	ТПЛ	2
Трансформатор тока	ТПОЛ-СВЭЛ	25
Трансформатор тока	ТПОФ	57
Трансформатор тока	ТПЛ 20	6
Трансформатор тока	ТПЛ-10	6
Трансформатор тока	ТВЛМ-10	35
Трансформатор тока	ТЛО-10	3
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10	3
Трансформатор тока	ТПЛ-10-М	2
Трансформатор тока	ТОЛ 10	2
Трансформатор тока	ТПОЛ-10	2
Трансформатор тока	ТПОЛ10	31
Трансформатор тока	ТЛМ-10	2
Трансформатор тока	ТПОЛ	5
Трансформатор тока	ТВК-10	9
Трансформатор тока	ТВЛ-10	1
Трансформатор тока	ТВДМ-35-1-600/5	2
Трансформатор тока	ТШВ-15	12

1	2	3
Трансформатор тока	ТВ-110/50	27
Трансформатор тока	ТВ-110/20	3
Трансформатор тока	ТОЛ-СВЭЛ	39
Трансформатор тока	ТЛШ-10	15
Трансформатор тока	TG145-420	15
Трансформатор тока	ТВГ-УЭТМ®	2
Трансформатор тока	ТЛК10	8
Трансформатор тока	ТФН-110	2
Трансформатор тока	ТФНД-110М	5
Трансформатор тока	ТПОЛ-35	16
Трансформатор тока	ТПОЛ 10	4
Трансформатор тока	ТВ	9
Трансформатор тока	ТОГФ-110	6
Трансформатор тока	ТРГ-110 II*	9
Трансформатор тока	ТОЛ-НТЗ-10	3
Трансформатор тока	ТШЛ-СЭЩ-10	3
Трансформатор тока	ТОЛ 10-1	14
Трансформатор тока	ТШП	12
Трансформатор тока	ТОП	3
Трансформатор тока	Т-0,66	3
Трансформатор напряжения	НКФ110-58 У1(Т1)	6
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-15-63	15
Трансформатор напряжения	НКФ-110-57 У1	18
Трансформатор напряжения	НАМИ-10	3
Трансформатор напряжения	НОМ-10	4
Трансформатор напряжения	НТМИ-10	9
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	1
Трансформатор напряжения	НТМИ-6	19
Трансформатор напряжения	НОМ-6	14
Трансформатор напряжения	ЗНОГ	3
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ-СЭЩ	3
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ(П)-СВЭЛ	3
Трансформатор напряжения	НАМИ	1
Трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	5
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-35-65	6
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10	3
Трансформатор напряжения	НКФ110-83У1	6
Трансформатор напряжения	НОМ-35	6
Трансформатор напряжения	НКФ-110-06	6
Трансформатор напряжения	ЗНОГ-110	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06	12
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП	3
Трансформатор напряжения	НОМ-10-66	2
Счетчик электрической энергии	СЭТ-4ТМ.03	179
Счетчик электрической энергии	СЭТ-4ТМ.03МК	1
Счетчик электрической энергии	СЭТ-4ТМ.02	5
Счетчик электрической энергии	СЭТ-4ТМ.03М	3

1	2	3
Устройство сбора и передачи данных	СИКОН С70	20
Устройство синхронизации системного времени	УСВ-2	1
Сервер АИИС КУЭ	Промышленный компьютер	1
Программное обеспечение	Пирамида 2.0	1
Формуляр	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК», аттестованном ООО «АСЭ» г. Владимир, аттестат аккредитации № RA.RU.314933 от 07.10.2024.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Башкирская генерирующая компания» (ООО «БГК»)

ИНН 0277077282

Юридический адрес: 450059, г. Уфа, ул. Р. Зорге, д. 3

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Башкирская генерирующая компания» (ООО «БГК»)

ИНН 0277077282

Адрес: 450059, г. Уфа, ул. Р. Зорге, д. 3

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизированные системы в энергетике» (ООО «АСЭ»)

Юридический адрес: 600031, г. Владимир, ул. Юбилейная, д. 15

Адрес места осуществления деятельности: 600009, г. Владимир, ул. Почаевский Овраг, д. 1

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314846.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» апреля 2025 г. № 747

Место нанесения заводского номера

Рисунок 1 - Общий вид полуприцепа-цистерны HENDRICKS GOCH с заводским номером W09G11334XGH46264 с указанием места нанесения заводского номера

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 -

и технические

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость полуприцепа-цистерны, дм3	29500
Пределы допускаемой относительной погрешности, как транспортной меры полной вместимости, %	±0,50
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность воздуха при +25 °С, %	от -50 до +40 от 84,0 до 106,7 до 80

Таблица 2 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средний срок службы, лет, не менее	10
Средняя наработка на отказ, ч	87600

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность полуприцепа-цистерны HENDR	CKS GOCH
Наименование	Обозначение	Количество
Полуприцеп-цистерна HENDRICKS GOCH	-	1 шт.
Рукав напорно-всасывающий Ду75 мм, длина 4 м	-	2 шт.
Противооткатный упор	-	2 шт.
Огнетушитель	-	2 шт.
Ящик для песка	-	1 шт.
Ящик для кошмы	-	1 шт.
Паспорт полуприцепа-цистерны HENDRICKS GOCH	-	1 экземпляр

Сведения о методиках (методах) измерений

метод измерения приведен в разделе 2 «Общие сведения об изделии» паспорта полуприцепа-цистерны HENDRICKS GOCH.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средствам 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».

Правообладатель

Фирма «HENDRICKS GOCH», Г ермания

Юридический адрес: Hendricks Fahrzeugwerke GmbH SiemensstraBe 74 Germany 47574 Goch

Тел.:+49 - (0) 28 23 / 50 25 - 0

E-Mail:info@hendricks-goch.de

Изготовитель

Фирма «HENDRICKS GOCH», Г ермания

Адрес: Hendricks Fahrzeugwerke GmbH SiemensstraBe 74 Germany 47574 Goch

Тел.:+49 - (0) 28 23 / 50 25 - 0

E-Mail:info@hendricks-goch.de

Испытательный центр

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

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

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

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

E-mail: office@vniir.org

Web-сайт: https://vniir.org/

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» апреля 2025 г. № 747

• - ИК виброскорости и виброускорения;

• - ИК крутящего момента.

ИК крутящего момента силы

Принцип действия ИК крутящего момента силы основан на формировании измерителем крутящего момента силы М (мод. М40, рег. № 86482-22) электрического сигнала, пропорционального моменту крутящему силы, с последующим преобразованием этого сигнала блоком Т42 в цифровую форму в виде цифровых кодов RS-485 с дальнейшей передачей сигнала через преобразователь интерфейсов MOXA 5650-16 на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК температуры жидкостей и газов

Выходные сигналы ПИП (ТП-9201, рег. № 48114-11) в виде сопротивления постоянному току поступают ко входам модулей MR-227R3 и MR-227R5 комплекса измерительного магистрально-модульного MIC-236, где преобразуются в цифровой код, который через локальную сеть и сетевой коммутатор передаётся на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК температуры воздуха в боксе реализован с использованием измерителя влажности и температуры ИВТМ-7 (рег. № 71394-18), сигнал с которого через преобразователь цифровых интерфейсов и сетевой коммутатор поступает на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК электрических величин, соответствующих температуре жидкостей и газов

Принцип действия ИК напряжения постоянного тока, соответствующего температуре, реализованы с использованием комплекса измерения температур MIC-140, настроенного на режим измерений напряжений милливольтового диапазона (путём отключения градуировочных характеристик) цифровой код с которого через локальную сеть и сетевой коммутатор передаётся на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК сопротивления постоянному току, соответствующего температуре, реализованы с использованием модуля MR-227R3 комплекса измерительного магистрально-модульного MIC-236, цифровой код с которого через локальную сеть и сетевой коммутатор передаётся на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК давления газов и жидкостей

Выходные сигналы ПИП (АИР-10, рег. № 31654-19) в виде силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА поступают ко входам модулей MR-114C2 комплекса измерительного магистрально-модульного MIC-236, где преобразуются в цифровой код, который через локальную сеть и сетевой коммутатор передаётся на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК атмосферного давления реализован с помощью барометра рабочего сетевого БРС-1М (рег. № 16006-97), сигнал с которого через преобразователь цифровых интерфейсов и сетевой коммутатор поступает на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК напряжения постоянного тока, соответствующего давлению

ИК реализованы с использованием модуля MR-114 комплекса измерительного магистрально-модульного MIC-236, цифровой код с которого через локальную сеть и сетевой коммутатор передаётся на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК частоты электрических сигналов

Принцип действия ИК основан на передаче сигнала от ПИП через кабели и нормализаторы МЕ-402 на модуль измерения частоты МК-452 комплекса измерительного магистрально-модульного MIC-236, и далее, в виде цифрового кода, через локальную сеть и сетевой коммутатор на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК относительной влажности воздуха в боксе

ИК реализован с использованием измерителя влажности и температуры ИВТМ-7 (рег. № 71394-18), сигнал с которого через преобразователь цифровых интерфейсов и сетевой коммутатор поступает на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК массового расхода жидкости

Принцип действия ИК массового расхода жидкости основан на использовании в ПИП сил Кориолиса, действующих на поток среды, двигающейся по петле трубопровода, которая колеблется с постоянной частотой. Силы Кориолиса вызывают поперечные колебания противоположных сторон петли и, как следствие, фазовые смещения их частотных характеристик, пропорциональных массовому расходу. Выходной сигнал с ПИП счетчика-расходомера массового МИР (рег. № 68584-17) поступает в виде цифровых кодов RS-485 через преобразователь интерфейсов MOXA 5650-16 на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК объемного расхода (прокачки) жидкости

Принцип действия ИК объёмного расхода (прокачки) гидравлической жидкости в линии нагнетания основан на функциональной зависимости частоты переменного тока на выходе преобразователя расхода турбинного (ТПР-8, рег. № 8326-04) от частоты вращения его гидрометрической турбинки, которая в свою очередь зависит от объёмного расхода жидкости, протекающей через рабочее сечение преобразователя. Сигнал частоты переменного тока с ПИП через нормализатор сигналов МЕ-402 поступает на модуль измерения частоты MR-452 комплекса измерительного магистрально-модульного MIC-236, и далее, в виде цифрового кода, через локальную сеть и сетевой коммутатор на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК объемного расхода масла с использованием расходомера-счетчика жидкости «РВШ-ТА» (рег. № 78390-20) может быть реализован двумя способами:

• - выходной сигнал с ПИП в виде силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА поступает ко входу модуля MR-114C2 комплекса измерительного магистрально-модульного MIC-236, где преобразуются в цифровой код, который через локальную сеть и сетевой коммутатор передаётся на станцию сбора данных для регистрации и отображения;

• - выходной сигнал с ПИП через преобразователь цифровых интерфейсов и сетевой коммутатор поступает на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК массового расхода воздуха

Измерение массового расхода воздуха основано на функциональной зависимости между расходом воздуха, проходящим через счётчик-расходомер КТМ Дельтапаскаль (рег. № 84221-21), принцип работы которого основан на измерении температуры и перепада давления воздуха во внутренних полостях расходомера и пересчета их по известным градуировочным характеристикам в значения массового расхода воздуха, и выходным сигналом счетчика-расходомера в виде цифровых кодов RS-485 с дальнейшей передачей сигнала через преобразователь интерфейсов MOXA 5650-16 на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК напряжения постоянного и переменного тока

ИК напряжения постоянного тока реализованы с использованием модулей MR-227U2 комплекса измерительного магистрально-модульного MIC-236, цифровой код с которого через локальную сеть и сетевой коммутатор передаётся на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК напряжения переменного тока реализованы с использованием преобразователей напряжения измерительных ПИН (рег. № 75210-19), сигналы с которых в виде силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА поступают ко входам модулей MR-114C2 комплекса измерительного магистрально-модульного MIC-236, где преобразуются в цифровой код, который через локальную сеть и сетевой коммутатор передаётся на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК силы тока

ИК силы постоянного тока реализованы следующим образом: выходные сигналы ПИП (75.ШИСВ, рег. № 78710-20) в виде напряжения постоянного тока в диапазоне от 0 до 75 мВ поступают ко входам модуля MR-227K1 комплекса измерительного магистрально-модульного

MIC-236, где преобразуются в цифровой код, который через локальную сеть и сетевой коммутатор передаётся на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК силы переменного тока реализованы следующим образом: выходные сигналы ПИП (преобразователи силы тока измерительные ПИТ, рег. № 74910-19) в виде силы постоянного тока в диапазоне от 0 до 20 мА поступают ко входам модуля MR-114С2 комплекса измерительного магистрально-модульного MIC-236, где преобразуются в цифровой код, который через локальную сеть и сетевой коммутатор передаётся на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

ИК виброскорости и виброускорения

Выходные сигналы ПИП (АВС 127, рег. № 24038-02; АР1048, рег. № 63426-16) в виде электрического заряда поступают на усилитель заряда МЕ-918, с которого передаются на модуль МR-202 комплекса измерительного магистрально-модульного MIC-236, где преобразуются в цифровой код, который через локальную сеть и сетевой коммутатор передаётся на станцию сбора данных для регистрации и отображения.

Общий вид составных частей АИИС представлен на рисунках 1-7.

Заводской номер (№ 001) наносится в форме информационных табличек на шкаф кроссовый и стойку приборную (рисунки 6 и 7) и в виде цифрового обозначения указан в формуляре МБДА.2758.0300.000 ФО.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Защита от несанкционированного доступа к компонентам АИИС обеспечивается:

• - ограничением доступа к месту установки системы;

• - запиранием стойки приборной (рисунок 1, 5);

• - запиранием шкафа кроссового (рисунок 2).

  Место нанесения знака утверждения типа
  

  Место запирания

  Рисунок 1 - Стойка приборная. Вид

  

  внешний Рисунок 2 - Шкаф кроссовый. Вид спереди

  

  Рисунок 3 - Шкаф кроссовый. Вид сзади

  

  Рисунок 4 - АРМ. Вид внешний

  

  Рисунок 5 - Запирающий механизм стойки приборной

  Jl^SGS
  Jl^GS

  Система автаыэ’Изироернная инфориаци<1НН[з-шиеритепьная контроля парЭмеУрОй дни^птелЯ м cre-HflOSbiK систаИ

  *,tBiflA?750.O3OO.OOO

  Год ВЬ1П^Ска. £021

  ----------------------------И

  Стойка Приборная АИИС

  М РИД. 2753.0361 100

  Зди 44 375аС£1

  Гриьишугкд гчй]

  Рисунок 6 - Заводская маркировка стойки

Сттвма аБтт)иати«1р4Бй»<Аи имфсрнациа1*<й-1*а(лар<гГе1Г31ная wjHTpcinn пзрамвзрй! лвигвгвпяи станДояых сиетли

МЁДА^^бв.йЗЛй.йОО

^Зав.ЧаООТ       Грр awnycKaziOEl

Шкаф «р<1ссоный AMlfC

ырк[]..275й.одег.1оо

А              ГЛА вып^тхй:^!^

Рисунок 7 - Заводская маркировка шкафа кроссового

Программное обеспечение Включает общее и функциональное программное обеспечение (ПО). В состав общего ПО входит операционная система MS Windows (64-разрядная). Функциональным программным обеспечением является «Специализированное программное обеспечение моторного стенда».

Метрологически значимой частью ПО «Специализированное программное обеспечение моторного стенда» является метрологический модуль scales.dll (таблица 1).

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

Таблица 1-

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	«Специализированное программное обеспечение моторного стенда»
Метрологически значимая часть ПО	scales.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.8
Цифровой идентификатор ПО	F3D0E352
Алгоритм вычисления идентификатора ПО	CRC32 по IEEE 1059-1993

Метрологические и технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики АИИС приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 -

АИИС

Измеряемые параметры (обозначение в системе)	Измеряемые величины	Диапазон измерений	Пределы допускаемой погрешности	° о о к ей
1	2	3	4	5
ИК крутящего момента на выводном валу двигателя
Крутящий момент на выводном валу двигателя (ИКМ) (Параметр - Мкр икм)	Крутящий момент силы	от 250 до 1600 Н^м включ.	Y: ± 0,5 % от ВП (ВП = 1600 Н^м)	1
		св. 1600 до 3500 Н^м включ.	5: ± 0,5 % от ИЗ
ИК температуры жидкостей и газов
Температура воздуха в боксе (Параметр - /бокс)	Температура	(от -40 до +60 °С)	^: + 0,5 °С	1
Температура воздуха на входе в двигатель (Параметры - /вх 1^ /вх 6)		от 233 до 333 K (от -40 до +60 °С)	5: ± 0,3 % от ИЗ	6
Температура топлива перед расходомером (Параметр - /т1)		от -40 до +100 °С	Y: ± 1 % от ВП НЗ НЗ = 140 °С	1
Температура топлива на входе в двигатель (Параметр - 1т вх)		от -40 до +100 °С	Y: ± 1 % от ВП НЗ НЗ = 140 °С	1

1	2	3	4	5
Температура масла на выходе из двигателя (Параметр - tM вых)	Температура	от -40 до +200 °С	Y: ± 1 % от ВП НЗ НЗ = 240 °С	1
Температура масла в маслобаке двигателя (температура масла на входе в двигатель) (Параметр - tM мб)		от -40 до +110 °С	Y: ± 1 % от ВП НЗ НЗ = 150 °С	1
Температура гидравлической жидкости в гидробаке (Параметр - tгж гб)		от -40 до +85 °С	Y: ± 1 % от ВП НЗ НЗ = 125 °С	1
Температура консервационного масла на входе в двигатель (Параметр - tмк вх)		от +60 до +80 °С	Y: ± 1 % от ВП НЗ НЗ = 80 °С	1
ИК электрических величин, соответствующих температуре жидкостей и газов
Напряжение постоянного тока термоэлектрического преобразователя, соответствующее температуре выходящих газов (Параметры - tr 1^1г 47)	Напряжение постоянного тока	от -2 до +32 мВ	Y: ± 0,2 % от ВП	47
Напряжение постоянного электрического тока, соответствующее температуре отбираемого воздуха на фланце отбора (Параметр - 1скв)		от -2,5 до +31,5 мВ	Y: ± 0,2 % от ВП	1
Сопротивление постоянному току, соответствующее температуре масла на входе в двигатель (Параметр - 1м вх)	Сопротивление постоянному току	от 42 до 72 Ом	Y: ± 0,2 % от ВП	1
И	К давления газов и жидкостей
Атмосферное давление в боксе (Параметр - Вн)	Давление абсолютное	от 93,32 до 103,99 кПа (от 700 до 780 мм рт. ст.)	А:±67 Па (± 0,5 мм рт.ст.)	1
Полное давление воздуха на входе в двигатель (Параметры - Рполн вх 1^Рполн вх 18)		от 49,03 до 102,97 кПа (0,5 до 1,05 кгс/см^)	Y: ± 0,3 % от ВП	18
Давление воздуха за компрессором (Параметр - Рк)	Давление избыточное	от 0 до 0,932 МПа (от 0 до 9,5 кгс/см2)	Y: ± 0,3 % от ВП	1

1	2	3	4	5
Давление масла в канале «Малого шага» регулятора винта (Параметр - Рмш)		от 0 до 4,9 МПа (от 0 до 50 кгс/см^)	Y: ± 1 % от ВП	1
Давление топлива на входе в двигатель (Параметр - Рт ex')		от 0 до 156,91 кПа (от 0 до 1,6 кгс/см^)	Y: ± 1 % от ВП	1
Давление топлива перед форсунками I контура, перед РТ (Параметр - РтфГ)		от 0 до 2,94 МПа (от 0 до 30 кгс/см^)	Y: ± 1 % от ВП	1
Давление топлива перед форсунками II контура (Параметр - Ртф2')		от 0 до 2,94 МПа (от 0 до 30 кгс/см^)	Y: ± 1 % от ВП	1
Давление дозированного топлива (перед РТ) (Параметр - Рт_рт)		от 0 до 3,92 МПа (от 0 до 40 кгс/см^)	Y: ± 1 % от ВП	1
Давление масла на входе в двигатель (стендовый) (Параметр - Рм)	Давление избыточное	от 0 до 0,981 МПа (от 0 до 10 кгс/см2)	Y: ± 1 % от ВП	1
Давление масла на выходе (Параметр - Рм_вых)		от 0 до 490 кПа (от 0 до 5 кгс/см2)	Y: ± 1 % от ВП	1
Давление наддува маслобака (Параметр - Рв_мб)		от 0 до 98 кПа (от 0 до 1 кгс/см^)	Y: ± 0,3 % от ВП	1
Полное давление воздуха на фланце отбора (Параметры -Рскв 1^ Рскв 3)		от 0 до 0,981 МПа (от 0 до 10 кгс/см^)	Y: ± 0,3 % от ВП	3
Статическое давление воздуха на расходомерном участке СКВ (Параметр - Рскв_ст)		от 0 до 0,932 МПа (от 0 до 9,5 кгс/см^)	Y: ± 0,3 % от ВП	1
Давление наддува в системе загрузки гидронасоса (давление гидравлической жидкости в гидробаке) (Параметр - Ргж_гб)		от 78,453 до 186,326 кПа (от 0,8 до 1,9 кгс/см^)	Y: ± 1 % от ВП	1
Давление гидравлической жидкости в линии нагнетания (Параметр - Ргж)		от 0 до 16,181 МПа (от 0 до 165 кгс/см^)	Y: ± 1 % от ВП	1

1	2	3	4	5
Давление консервационного масла на входе в двигатель (Параметр - Рмк вх)	Давление избыточное	от 0 до 156,91 кПа (от 0 до 1,6 кгс/см^)	Y: ± 1 % от ВП	1
ИК напряжения постоянного тока,		соответствующего давлению
Напряжение постоянного тока, соответствующее давлению масла на входе в двигатель (Параметр - Рм_вх1, Рм_вх2)	Напряжение постоянного тока	от 0 до 50 мВ	Y: ± 0,2 % от ВП	2
ИК частоты электрических сигналов
Частота сигнала напряжения переменного тока, соответствующая частоте вращения ротора ТК (Параметры - птк 1, птк 2)		от 100 до 14600 Гц	5: ± 0,1 % от ИЗ	2
Частота сигнала напряжения переменного тока, соответствующая частоте вращения ротора СТ (Параметр - пст)	Частота переменного тока	от 50 до 6300 Гц	5: ± 0,1 % от ИЗ	1
Частота напряжения генератора переменного тока фаз А, В, С (Параметры - Frm .Л, Frm В, Frm С)		от 300 до 520 Гц	5: ± 1,0 % от ИЗ	3
	ИК относительной влажности
Относительная влажность воздуха в боксе (Параметр - фбокс)	Относительная влажность	от 0 % до 99 %	Y: ± 2 % от ВП	1
ИК массового и объемного расхода жидкостей и газов
Массовый расход топлива (Параметр - Girn)	Массовый расход	от 0 до 300 кг/ч	5: ± 0,3 % от ИЗ	1
Объёмный расход масла (Параметр - Дм)	Объемный расход	от 5 до 65 л/мин	5: ± 1 % от ИЗ	1
Объёмный расход (прокачка) гидравлической жидкости в линии нагнетания (Параметр - Qгж)	Объемный расход	от 0 до 15 л/мин	Y: ± 3,0 % от ВП НЗ НЗ=15 л/мин	1
Массовый расход воздуха (Параметр - Ge скв)	Массовый расход	от 0,05 до 0,20 кг/с	5: ± 1 % от ИЗ	1

1	2	3	4	5
ИК напряжения постоянного и переменного тока
Напряжение постоянного тока (Параметры - U6c1, U6c2, Uc3l, исз2, Ucmr С, Ucmr Г)	Напряжение	от 0 до 30 В	Y: ± 1 % от ВП	6
Напряжение переменного тока фаз A, B, C действующее (Параметры - Urm .Л, Urm В, Urm С)		от 0 до 160 В	Y: ± 1 % от ВП	3
ИК силы постоянного и переменного тока
Сила постоянного тока в цепи питания бортовой сети двигателя (Параметры - 1бс1,1бс2)	Сила постоянного тока	от 0 до 17 А	Y: ± 2 % от ВП	2
Сила постоянного тока стартер-генератора в стартёрном режиме (Параметр - 1стг С)		от 0 до 1000 А	Y: ± 2 % от ВП	1
Сила постоянного тока стартер-генератора в генераторном режиме (Параметр - 1стг Г)		от 0 до 750 А	Y: ± 2 % от ВП	1
Сила переменного тока генератора переменного тока фаз А, B, C (Параметры - 1гт .Л, 1гт В, 1гт С)	Сила переменного тока	от 0 до 20 А	Y: ± 2 % от ВП	3
ИК виброскорости и виброускорения
Виброскорость вдоль продольной оси двигателя в полосе частот от 40 до 1000 Гц (Амплитуда, пик) (Параметры - V1^ V6)	Виброскорость	от 0 до 100 мм/с	Y: ± 10 % от ВП	6
Виброскорость в горизонтальном направлении в полосе частот от 10 до 40 Гц (Амплитуда, пик) (Параметры - V7, V8)		от 0 до 100 мм/с	Y: ± 10 % от ВП	2
Виброускорение вдоль продольной оси двигателя в полосе частот от 100 до 3000 Гц (Амплитуда, пик) (Параметры - А1^А6)	Виброускорение	от 0 до 120 м/с2	Y: ± 10 % от ВП	6

Окончание таблицы 2

_________________________1__ Примечания:

• 1 ВП - верхний предел измерения;

• 2 ИЗ - измеряемое значение;

• 3 НЗ - нормированное значение;

Y - приведенная погрешность, %;

5 - относительная погрешность, %;

А - абсолютная погрешность в единицах измеряемой величины.

Таблица 3 - Основные технические

системы

Наименование характеристики	Значение
Рабочие условия эксплуатации оборудования в помещении пультовой: - температура воздуха, °С - относительная влажность воздуха при температуре +25 °С, %, не более - атмосферное давление, кПа	от +20 до +24 75 от 84 до 107
Рабочие условия эксплуатации в помещении испытательного бокса: - температура воздуха, °С - относительная влажность воздуха при температуре +25 °С, %, не более - атмосферное давление, кПа	от -40 до +60 98 от 84 до 107

Таблица 4 - Технические

АИИС

Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания аппаратуры АИИС:
- напряжение переменного тока, В	230 ± 23
- частота переменного тока, Г ц	50 ± 1
Потребляемая мощность, В^А, не более:	3000
Габаритные размеры составных частей средства измерений, мм, (высота^глубина^ширина), не более:
- стойка приборная МРКД.2758.0361.100	2158x599x800 (2273x600x836)*
- шкаф кроссовый МРКД.2758.0362.100	2158x800x400 (2212x808x423)
- статив датчиков давления МРКД.2758.0363.100	800x600x250 (850x678x300)
- MIC-140-48 Комплекс измерения температур БЛИЖ.422212.140.003	400x300x100
- усилитель заряда программируемый ME-918-12 БЛИЖ.421726.918.005	146x65x252
Масса составных частей, кг, не более:
- стойка приборная МРКД.2758.0361.100 (с учетом системных блоков, привода, контроллера)	260 (30)
- шкаф кроссовый МРКД.2758.0362.100	126
- статив датчиков давления МРКД.2758.0363.100 (включая Комплект датчиков давления)	41 (41,5)
- MIC-140-48 Комплекс измерения температур БЛИЖ.422212.140.003	11
- усилитель заряда программируемый ME-918-12 БЛИЖ.421726.918.005	5
Показатели надежности:
Наработка на отказ, часов	5000

Окончание таблицы 4

Наименование характеристики	Значение
Вероятность безотказной работы системы в течение сеанса измерений максимальной продолжительностью 8 часов	0,9984
Примечание * - Размеры приведены по крайним, выступающим за основные габаритные размеры оборудования частям деталей, закрепленных на них

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Кол-во, шт./экз.
Система автоматизированная информационноизмерительная контроля параметров двигателя и стендовых систем:	МБДА.2758.0300.000
Стойка приборная	МРКД.2758.0361.100	1 шт.
Комплект кабелей	МРКД.2758.0388.001	1 шт.
Шкаф кроссовый	МРКД.2758.0362.100	1 шт.
Комплект кабелей	МРКД.2758.0388.002	1 шт.
Статив датчиков давления	МРКД.2758.0363.100	1 шт.
Комплект кабелей	МРКД.2758.0388.000	1 шт.
Комплекс измерения температур MIC-140	БЛИЖ.422212.140.003	1 шт.
Усилитель заряда программируемый МЕ-918	БЛИЖ.421726.918.005	1 шт.
Система автоматизированная информационноизмерительная контроля параметров двигателя и стендовых систем. Формуляр	МБДА.2758.0300.000 ФО	1 экз.
Система автоматизированная информационноизмерительная контроля параметров двигателя и стендовых систем. Руководство по эксплуатации	МБДА.2758.0300.000 РЭ	1 экз.
Методика поверки	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1.1.4 «Устройство и работа АИИС» руководства по эксплуатации МБДА.2758.0300.000 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 19 ноября 2024 г. № 2712 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»;

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

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

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2018 г. № 2772 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений виброперемещения, виброскорости, виброускорения и углового ускорения»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 декабря 2019 г. № 2900 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений абсолютного давления в диапазоне 1-10^-1 - 1^10⁷ Па»;

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

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

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 октября 2018 г. № 2091 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного тока в диапазоне от 1 • 10^-16 до 100 А»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 18 августа 2023 г. № 1706 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений переменного электрического напряжения до 1000 В в диапазоне частот от 1-10"¹ до 2^10⁹ Гц»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 17 марта 2022 г. № 668 «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 21 ноября 2023 г. № 2415 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений влажности газов и температуры конденсации углеводородов»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 21 июля 2023 г. № 1491 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений коэффициентов преобразования силы электрического тока»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2024 г. № 2152 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений крутящего момента силы»;

ОСТ 1 01021-93 Стенды испытательные авиационных газотурбинных двигателей. Общие требования.

Правообладатель

Акционерное общество «Научно-производственный центр «МЕРА» (АО «НПЦ «МЕРА») ИНН 5018085734

Юридический адрес: 141073, Московская обл., г. Королев, ул. Горького, д. 12, помещ. VIII, ком. 3

Телефон: (495)926-07-50

Факс: (495) 745-98-93

E-mail: common@nppmera.ru, info@nppmera.ru

Изготовитель

Акционерное общество «Научно-производственный центр «МЕРА» (АО «НПЦ «МЕРА») ИНН 5018085734

Юридический адрес: 141073, Московская обл., г. Королев, ул. Горького, д. 12, помещ. VIII, ком. 3

Адрес места осуществления деятельности: 141002, Московская обл., Мытищинский р-н, г. Мытищи, ул. Колпакова, д. 2, к. 13

Телефон: (495)926-07-50

Факс: (495) 745-98-93

E-mail: common@nppmera.ru, info@nppmera.ru

Испытательный центр

Государственный научный центр Федеральное автономное учреждение «Центральный институт авиационного моторостроения имени П.И. Баранова» (ФАУ «ЦИАМ им. П.И. Баранова»)

Адрес: 111116, г. Москва, ул. Авиамоторная, д. 2

Телефон: (499) 763-61-67

Факс: (499) 763-61-10

E-mail: info@ciam.ru

Web-сайт www.ciam.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30093-11.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» апреля 2025 г. № 747

Регистрационный № 95229-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Сигнализаторы загазованности ПАКЗ-1

Назначение средства измерений

Сигнализаторы загазованности ПАКЗ-1 (далее - сигнализаторы) предназначены для непрерывного автоматического контроля содержания углеводородного газа (природного газа по ГОСТ 5542-2014 или метана) в атмосфере помещений потребителей газа.

Описание средства измерений

Сигнализаторы представляют собой одноканальные стационарные приборы непрерывного действия с диффузионной подачей контролируемой среды.

Принцип действия сигнализаторов основан на преобразовании концентрации газа в напряжение. Получившееся напряжение сравнивается с пороговым значением и формируются свето-звуковые и управляющие сигналы.

Конструктивно сигнализаторы выполнены в пластмассовом корпусе. На лицевой панели расположены кнопка «Проверка» и световые индикаторы «Газ», «Питание», «Неисправность». В нижней части корпуса расположен отсек с разъемом для присоединения внешнего индикаторного блока (ВИБ-1) и винтовым клеммником для присоединения кабеля запорного клапана. На задней стороне расположено отверстие для доступа к кнопке «Калибровка», закрытое наклейкой.

Сигнализатор имеет встроенный звуковой излучатель, сигнализирующий о превышении предельного значения концентрации газа, содержащегося в воздухе контролируемого помещения, или о возникшей неисправности сигнализатора.

Заводской номер наносится на маркировочную табличку фотохимическим способом в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр.

Общий вид сигнализаторов с указанием мест пломбирования от несанкционированных действий, места нанесения знака утверждения типа, места нанесения заводского номера представлен на рисунке 1.

Пломбирование сигнализаторов предусмотрено после выхода из производства и после поверки.

Способ ограничения доступа к местам настройки (регулировки) - нанесение знака поверки в виде наклейки (пломбы с изображением знака поверки) на задней панели сигнализаторов в месте, указанном на рисунке 1.

Место установки наклейки (пломбы с изображением знака поверки)

Место установки наклейки (пломбы изготовителя)

Рисунок 1 - Общий вид сигнализаторов загазованности ПАКЗ-1 с указанием мест пломбирования от несанкционированных действий, места нанесения знака утверждения типа, места нанесения заводского номера

Программное обеспечение

Сигнализаторы имеют встроенное программное обеспечение (далее - ПО), разработанное изготовителем специально для выполнения алгоритмов непрерывного автоматического измерения содержания определяемых компонентов в воздухе и выдачи сигнализации о превышении установленного порогового значения. Встроенное ПО управляет выполнением следующих основных функций:

• -   обработкой информации, полученной от первичного измерительного преобразователя;

• - диагностикой аппаратной части сигнализатора;

• -  сравнением измеренных значений с установленными пороговыми значениями и о достижении этих уровней;

  содержания определяемого компонента выдачей световых и звуковых сигналов

• - проведением настройки пороговых значений сигнализатора;

• - формированием цифрового выходного сигнала;

• - формированием управляющего сигнала для электромагнитного клапана.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные встроенного Г	[О
Идентификационные данные (признаки)	Значение
	ПАКЗ-1
Идентификационное наименование ПО	prg sign me 4.hex
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1
Цифровой идентификатор ПО	-
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО	-
Примечание - Номер версии ПО должен быть не ниже указанного в таблице

Метрологические характеристики сигнализаторов нормированы с учетом влияния ПО.

Сигнализаторы имеют защиту встроенного ПО от преднамеренных или непреднамеренных изменений. Уровень защиты - «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Порог срабатывания сигнализации, % НКПР*	10
Пределы допускаемой абсолютной погрешности срабатывания сигнализации, % НКПР*	±5
* НКПР - нижний концентрационный предел распространения пламени, значение НКПР указано в соответствии с ГОСТ 31610.20-1-2020

Таблица 3 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Время срабатывания сигнализации, с, не более	15
Напряжение питания переменного тока частотой (50±1) Гц, В	от 198 до 242
Потребляемая мощность, Вт, не более	2,5
Сигнал управления клапаном: амплитуда сигнала, В	+12,0±2,0
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность окружающего воздуха, %, не более	от 0 до +40 от 84 до 106,7 80
Габаритные размеры (длинахвысотахглубина), мм, не более - сигнализатора - клапана	90x60x32 65x110x50
Масса, кг, не более - сигнализатора - клапана кг, не более	0,1 0,25
Максимальная длина кабеля связи, м, не более	50
Длина кабеля клапана, м, не менее	3
Таблица 4 - Показатели надежности
Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка на отказ (с учётом замены датчиков концентрации газа, выработавших свой ресурс), ч	30000
Среднее время восстановления работоспособного состояния, ч, не более	4
Средний срок службы (с учётом замены датчиков концентрации газа, выработавших свой ресурс), лет	10

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку и титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Сигнализатор загазованности	ПАКЗ-1	1 шт.
Клапан*	КЗЭУГ-А-15М/КЗЭУГ-Б	1 шт.
Внешний индикаторный блок **	ВИБ-1	1 шт.
Кабель блока **	ВИБ-1	1 шт.
Руководство по эксплуатации	РМВП.421451.001 РЭ	1 экз.
* По требованию заказчика прибор может поставляться без клапана; ** По заказу, длина кабеля (до 50 м) указывается при заказе

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1.4 «Работа сигнализатора» и разделе 3 «Использование по назначению» руководства по эксплуатации РМВП.421451.001 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

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

РМВП.421.451.001 ТУ «Сигнализатор загазованности ПАКЗ-1. Технические условия».

Правообладатель

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

ИНН 7329002903

Адрес юридического лица: 433504, Ульяновская обл., г. Димитровград, ул. Молодежная, д. 12А

Телефон: 8 (84235) 6-34-49, 8-9061450752

E-mail: sotis-dim@yandex.ru

Изготовитель

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

ИНН 7329002903

Адрес юридического лица: 433504, Ульяновская обл., г. Димитровград, ул. Молодежная, д. 12А

Адрес места осуществления деятельности: 433504, Ульяновская обл., г. Димитровград, ул. Молодежная, д. 12А

Телефон: 8 (84235) 6-34-49, 8-9061450752

E-mail: sotis-dim@yandex.ru

Испытательный центр

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

Адрес юридического лица:432002, Ульяновская обл., г. Ульяновск, ул. Урицкого, д. 13 Тел./факс: (89372)753737 / (8422) 43-52-35

E-mail: csm@ulcsm.ru

Web-сайт: www.ulcsm.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311693.

- пользовательская настройка порогов срабатывания сигнализации «ПОРОГ 1» и «ПОРОГ 2»;

- замыкание и размыкание контактов реле при достижении порогов срабатывания сигнализации;

- дистанционное управление настройками газоанализатора с помощью пульта дистанционного управления (ДУ), который поставляется по отдельному заказу.

Пульт ДУ представляет собой устройство с кнопками управления, внутри корпуса которого находится электронная схема, содержащая источник питания и печатную плату, включающую в себя микроконтроллер и инфракрасный передатчик.

Способ отбора пробы - диффузионный. Допускается использование принудительного пробоотбора при подключении к сенсорному блоку газоанализатора внешнего побудителя расхода газовой пробы.

Конструктивно газоанализаторы выполнены в металлическом корпусе из алюминиевого сплава (мод. HardGas FX-01, мод. HardGas FX-02) - и в корпусе из нержавеющей стали (мод. HardGas FX-03) с крышкой и смотровым окном. Газоанализаторы мод. HardGas FX-02, мод. HardGas FX-03 имеют дисплей для снятия показания.

Корпус газоанализатора имеет   три   резьбовых ввода. Два

кабелей/кабелепроводов, расположенные по обеим сторонам верхней части газоанализатора, предназначены для подключения источника питания, сигнального исполнительных устройств к релейным выходам.

В нижней части корпуса газоанализатора располагается сенсорный выполненный в корпусе из нержавеющей стали.

Смотровое окно на крышке газоанализатора выполнено из стекла. Окно позволяет визуально наблюдать за состоянием прибора с помощью светодиодов состояния и/или ЖК-дисплея.

Общий вид газоанализаторов представлен на рисунке 1.

Пломбирование и нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Серийный номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится типографским способом на идентификационную табличку (рисунок 2), наклеенную на верхнюю сторону газоанализаторов.

Рисунок 2 - Идентификационная табличка

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) газоанализаторов состоит из автономного встроенного ПО (ПО газоанализатора) и пользовательского ПО (ПО пользователя), устанавливаемого на ПК.

Метрологически значимым является автономное встроенное ПО газоанализаторов.

Идентификационные данные ПО газоанализаторов приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

ПО

данные

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	-
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже	V1.0

Влияние встроенного ПО учтено при нормировании метрологических характеристик газоанализаторов и устанавливается в энергонезависимую память газоанализаторов изготовителем и не может быть модифицировано или загружено через какой-либо интерфейс пользователем.

Защита ПО газоанализаторов от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики газоанализаторов приведены в таблицах 2 - 7, показатели надежности - в таблице 8.

Таблица 2 - Метрологические характеристики газоанализаторов с термокаталитическим сенсором

Определяемый компонент	Диапазон измерений объёмной доли, % (% НКПР)1) определяемого компонента	Пределы допускаемой основной2) абсолютной погрешности	Предел времени установления показаний, T0,9, с
Метан CH4	от 0 до 2,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,22 % (±5 % НКПР)	25
Сумма углеводородов С1-С10 (по метану)	от 0 до 2,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,22 % (±5 % НКПР)	25
Сумма углеводородов С1-С10 (по пропану)	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,085 % (±5 % НКПР)	25
Этилен C2H4	от 0 до 1,15 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,12 % (±5 % НКПР)	25
Пропан C3H8	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,085 % (±5 % НКПР)	25
н-бутан C4H10	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,07 % (±5 % НКПР)	25
н-пентан C5H12	от 0 до 0,75 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,075 % (±5 % НКПР)	25
н-гексан C6H14	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,05 % (±5 % НКПР)	25
н-гептан С7Н16	от 0 до 0,425 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,0425 % (±5 % НКПР)	25

Определяемый компонент	Диапазон измерений объёмной доли, % (% НКПР)1) определяемого компонента	Пределы допускаемой основной2) абсолютной погрешности	Предел времени установления показаний, T0,9, с
н-октан С8Н18	от 0 до 0,4 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,04 % (±5 % НКПР)	25
1-бутен С4Н8	от 0 до 0,8 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,08 % (±5 % НКПР)	25
2-метилпропан (изобутан) i-C4Hi0	от 0 до 0,65 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,065 % (±5 % НКПР)	25
Метилацетат С3Н6О2	от 0 до 1,55 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,16 % (±5 % НКПР)	25
2-метокси-2-метилпропан (метилтретбутиловый эфир) tert-C5H12O	от 0 до 0,8 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,08 % (±5 % НКПР)	25
1-бутанол C4H9OH	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50% НКПР)	±0,07 % (±5 % НКПР)	25
Циклопентан С5Н10	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,07 % (±5 % НКПР)	25
Циклогексан С6Н12	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,05 % (±5 % НКПР)	25
Нонан C9H20	от 0 до 0,35 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,04 % (±5 % НКПР)	25
Декан C10H22	от 0 до 0,35 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,04 % (±5 % НКПР)	25
Этан C2H6	от 0 до 1,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,12 % (±5 % НКПР)	25
Пары нефтепродуктов (по пропану)	от 0 до 50 % НКПР	±5 % НКПР	25
Метанол СН3OH	от 0 до 2,75 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,28 % (±5 % НКПР)	25
Бензол С6Н6	от 0 до 0,6 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,06 % (±5 % НКПР)	25
Пропилен(пропен) C3H6	от 0 до 1,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,1 % (±5 % НКПР)	25
2-пропанон (ацетон) C3H6O	от 0 до 1,25 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,13 % (±5 % НКПР)	25
Водород Н2	от 0 до 2,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,2 % (±5 % НКПР)	25
2-метилпропен (изобутилен) i-C4H8	от 0 до 0,8 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,08 % (±5 % НКПР)	25
2-метил-1,3-бутадиен (изопрен) C5H8	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,085 % (±5 % НКПР)	25
Ацетилен С2Н2	от 0 до 1,15 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,12 % (±5 % НКПР)	25

Определяемый компонент	Диапазон измерений объёмной доли, % (% НКПР)1) определяемого компонента	Пределы допускаемой основной2) абсолютной погрешности	Предел времени установления показаний, T0,9, с
1,3-бутадиен (дивинил) С4Н6	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,07 % (±5 % НКПР)	25
Метилбензол (толуол) С7Н8	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,05 % (±5 % НКПР)	25
Этилбензол С8Н10	от 0 до 0,4 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,024 % (±3 % НКПР)	25
Этилацетат С4Н8О2	от 0 до 1,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,1 % (±5 % НКПР)	25
Этиленоксид C2H4О	от 0 до 1,3 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,13 % (±5 % НКПР)	25
Бутилацетат С6Н12О2	от 0 до 0,6 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,06 % (±5 % НКПР)	25
Циклопропан С3Н6	от 0 до 1,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,12 % (±5 % НКПР)	25
Диметиловый эфир С2Н6О	от 0 до 1,35 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,14 % (±5 % НКПР)	25
Диэтиловый эфир С4Н10О	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,085 % (±5 % НКПР)	25
Этанол С2Н5ОН	от 0 до 1,55 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,155 % (±5 % НКПР)	25
Бензин3)	от 0 до 50 % НКПР	±5 % НКПР	25
Дизельное топливо4)	от 0 до 50 % НКПР	±5 % НКПР	25
Бензин авиационный5)	от 0 до 50 % НКПР	±5 % НКПР	25
Уайт-спирит6)	от 0 до 50 % НКПР	±5 % НКПР	25
Этилмеркаптан (C2H5SH)	от 0 до 1,4 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,14 % (±5 % НКПР)	25
Стирол (C8H8)	от 0 до 0,55 % (от 0 до 50 % НКПР)	± 0,055 % (±5 % НКПР)	25
Фенол (C6H6O)	от 0 до 0,65 % (от 0 до 50 % НКПР)	± 0,065 % (±5 % НКПР)	25
Примечания:
1) Диапазон показаний от 0 до 100  %		НКПР. Значения НКПР согласно
ГОСТ 31610.20-1-2020.
2) Основная погрешность нормирована при условиях:
- температура окружающей среды: (20 ± 5) °С;
- атмосферное давление: (101,3 ± 4) кПа;
- относительная влажность окружающей среды: от 30 % до 80 %. 3) Пары бензина по ГОСТ 1012-2013, ГОСТ Р 51866-2002.
4) Пары дизельного топлива по ГОСТ 305-2013, ГОСТ 32511-2013, ГОСТ Р 52368-2005.
5) Бензин авиационный по ГОСТ 1012-2013. 6) Уайт-спирит по ГОСТ Р 52368-2005.

Таблица 3 - Метрологические характеристики газоанализаторов с электрохимическим

Определяемый компонент	Диапазон показаний объёмной доли или массовой концентрации определяемого компонента	Диапазон измерений объёмной доли или массовой концентрации определяемого компонента	Пределы допускаемой основной1) погрешности, %		Предел времени установления показаний, T0,9, с
			приведен-ной2)	относительной
Кислород (O2)	от 0 до 30 %	от 0 до 30 %	±5	-	20
	от 0 до 25 %	от 0 до 25 %	±5	-	20
Сероводород (H2S)	от 0 до 100 млн-1 (от 0 до 142 мг/м3)	от 0 до 10 млн-1 включ. (от 0 до 14,2 мг/м3 включ.)	±10	-	20
		св. 10 до 100 млн-1 (св. 14,2 до 142 мг/м3)	-	±10
Сероводород (H2S)	от 0 до 500 млн-1 (от 0 до 708 мг/м3)	от 0 до 50 млн-1 включ. (от 0 до 71 мг/м3 включ.)	±10	-	20
		св. 50 до 500 млн-1 (св. 71 до 708 мг/м3)	-	±10
Сероводород (H2S)	от 0 до 1000 млн-1 (от 0 до 1420 мг/м3)	от 0 до 100 млн-1 включ. (от 0 до 142 мг/м3 включ.)	±15	-	20
		св. 100 до 1000 млн-1 (св. 142 до 1420 мг/м3)	-	±15
Оксид углерода (CO)	от 0 до 500 млн-1 (от 0 до 582 мг/м3)	от 0 до 15 млн-1 включ. (от 0 до 18 мг/м3 включ.)	±20	-	20
		св. 15 до 500 млн-1 (св. 18 до 582 мг/м3)	-	±20
Оксид углерода (CO)	от 0 до 1000 млн-1 (от 0 до 1164 мг/м3)	от 0 до 30 млн-1 включ. (от 0 до 35 мг/м3 включ.)	±20	-	20
		св. 30 до 1000 млн-1 (св. 35 до 1164 мг/м3)	-	±20
	от 0 до 2000 млн-1 (от 0 до 2329 мг/м3)	от 0 до 50 млн-1 включ. (от 0 до 58 мг/м3 включ.)	±15	-	20
		св. 50 до 1000 млн-1 включ. (св. 58 до 1164 мг/м3 включ.)	-	±15
		св. 1000 до 2000 млн-1 (св. 1164 до 2329 мг/м3)	-	±20

Определяемый компонент	Диапазон показаний объёмной доли или массовой концентрации определяемого компонента	Диапазон измерений объёмной доли или массовой концентрации определяемого компонента	Пределы допускаемой основной1) погрешности, %		Предел времени установления показаний, T0,9, с
			приведен-ной2)	относительной
Аммиак (NH3)	от 0 до 100 млн-1 (от 0 до 71 мг/м3)	от 0 до 10 млн-1 включ. (от 0 до 7 мг/м3 включ.)	±20	-	60
		св. 10 до 100 млн-1 (св. 7 до 71 мг/м3)	-	±20
	от 0 до 1000 млн-1 (от 0 до 708 мг/м3)	от 0 до 100 млн-1 включ. (от 0 до 71 мг/м3 включ.)	±20	-	60
		св. 100 до 1000 млн-1 (св. 71 до 708 мг/м3)	-	±20
Диоксид серы (SO2)	от 0 до 20 млн-1 (от 0 до 53 мг/м3)	от 0 до 5 млн-1 включ. (от 0 до 13 мг/м3 включ.)	±20	-	60
		св. 5 до 20 млн-1 (св. 13 до 53 мг/м3)	-	±20
Диоксид серы (SO2)	от 0 до 50 млн-1 (от 0 до 133 мг/м3)	от 0 до 10 млн-1 включ. (от 0 до 27 мг/м3 включ.)	±20	-	60
		св. 10 до 50 млн-1 (св. 27 до 133 мг/м3)	-	±20
	от 0 до 100 млн-1 (от 0 до 266 мг/м3)	от 0 до 10 млн-1 включ. (от 0 до 26,6 мг/м3 включ.)	±20	-	60
		св. 10 до 100 млн-1 (св. 26,6 до 266 мг/м3)	-	±20
Водород (Н2)	от 0 до 1000 млн-1 (от 0 до 84 мг/м3)	от 0 до 100 млн-1 включ. (от 0 до 8 мг/м3 включ.)	±15	-	60
		св. 100 до 1000 млн-1 (св. 8 до 84 мг/м3)	-	±15
	от 0 до 2000 млн-1 (от 0 до 168 мг/м3)	от 0 до 200 млн-1 включ. (от 0 до 16,8 мг/м3 включ.)	±15	-	60
		св. 200 до 2000 млн-1 (св. 16,8 до 168 мг/м3)	-	±15

Определяемый компонент	Диапазон показаний объёмной доли или массовой концентрации определяемого компонента	Диапазон измерений объёмной доли или массовой концентрации определяемого компонента	Пределы допускаемой основной1) погрешности, %		Предел времени установления показаний, T0,9, с
			приведен-ной2)	относительной
Оксид азота (NO)	от 0 до 250 млн-1 (от 0 до 312 мг/м3)	от 0 до 50 млн-1 включ. (от 0 до 62 мг/м3 включ.)	±20	-	60
		св. 50 до 250 млн-1 (св. 62 до 312 мг/м3)	-	±20
Диоксид азота (NO2)	от 0 до 20 млн-1 (от 0 до 38 мг/м3)	от 0 до 5 млн-1 включ. (от 0 до 9,6 мг/м3 включ.)	±20	-	60
		св. 5 до 20 млн-1 (св. 9,6 до 38 мг/м3)	-	±20
Диоксид азота (NO2)	от 0 до 150 млн-1 (от 0 до 287 мг/м3)	от 0 до 20 млн-1 включ. (от 0 до 38 мг/м3 включ.)	±20	-	60
		св. 20 до 150 млн-1 (св. 38 до 287 мг/м3)	-	±20
Хлористый водород (HCl)	от 0 до 20 млн-1 (от 0 до 30 мг/м3)	от 0 до 3 млн-1 включ. (от 0 до 5 мг/м3 включ.)	±20	-	70
		св. 3 до 20 млн-1 (св. 5 до 30 мг/м3)	-	±25
Цианистый водород (HCN)	от 0 до 20 млн-1 (от 0 до 23 мг/м3)	от 0 до 5 млн-1 включ. (от 0 до 6 мг/м3 включ.)	±20	-	60
		св. 5 до 20 млн-1 (св. 6 до 23 мг/м3)	-	±20
Фтористый водород (HF)	от 0 до 10 млн-1 (от 0 до 8 мг/м3)	от 0 до 10 млн-1 (от 0 до 8 мг/м3)	±20	-	90
	от 0 до 20 млн-1 (от 0 до 17 мг/м3)	от 0 до 10 млн-1 включ. (от 0 до 8 мг/м3 включ.)	±20	-	90
		св. 10 до 20 млн-1 (св. 8 до 17 мг/м3)	-	±20
Метанол (CH3OH)	от 0 до 100 млн-1 (от 0 до 133 мг/м3)	от 0 до 20 млн-1 включ. (от 0 до 27 мг/м3 включ.)	±20	-	120
		св. 20 до 100 млн-1 (св. 27 до 133 мг/м3)	-	±20
Фосфин (РНз)	от 0 до 10 млн-1 (от 0 до 14 мг/м3)	от 0 до 5 млн-1 включ. (от 0 до 7 мг/м3 включ.)	±25	-	120
		св. 5 до 10 млн-1 (св. 7 до 14 мг/м3)	-	±25

Определяемый компонент	Диапазон показаний объёмной доли или массовой концентрации определяемого компонента	Диапазон измерений объёмной доли или массовой концентрации определяемого компонента	Пределы допускаемой основной1 погрешности, %		Предел времени установления показаний, T0,9, с
			приведен-ной2	относительной
Фосфин (PH3)	от 0 до 20 млн-1 (от 0 до 28 мг/м3)	от 0 до 4 млн-1 включ. (от 0 до 5,6 мг/м3 включ.)	±25	-	120
		св. 4 до 20 млн-1 (св. 5,6 до 28 мг/м3)	-	±25
Фосген (COCl2)	от 0 до 20 млн-1 (от 0 до 82 мг/м3)	от 0 до 2 млн-1 включ. (от 0 до 8,2 мг/м3 включ.)	±30	-	120
		св. 2 до 20 млн-1 (св. 8,2 до 82 мг/м3)	-	±30
Хлор (Cl?)	от 0 до 20 млн-1 (от 0 до 60 мг/м3)	от 0 до 2 млн-1 включ. (от 0 до 6 мг/м3 включ.)	±20	-	120
		св. 2 до 20 млн-1 (св. 6 до 60 мг/м3)	-	±20
	от 0 до 100 млн-1 (от 0 до 298 мг/м3)	от 0 до 10 млн-1 включ. (от 0 до 30 мг/м3 включ.)	±20	-	120
		св. 10 до 100 млн-1 (св. 30 до 298 мг/м3)	-	±20
Винилхлорид (C2H3CI)	от 0 до 30 млн-1 (от 0 до 78 мг/м3)	от 0 до 10 млн-1 включ. (от 0 до 26 мг/м3 включ.)	±30	-	120
		св. 10 до 30 млн-1 (св. 26 до 78 мг/м3)	-	±30
Формальдегид (CH2O)	от 0 до 10 млн-1 (от 0 до 13 мг/м3)	от 0 до 2 млн-1 включ. (от 0 до 3 мг/м3 включ.)	±30	-	120
		св. 2 до 10 млн-1 (св. 3 до 13 мг/м3)	-	±30

Примечания:

Таблица 4 - Метрологические характеристики газоанализаторов с оптическим инфракрасным

Определяемый компонент	Диапазон измерений довзрывоопас-ной концентрации определяемого компонента, % НКПР1)	Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента, %	Пределы допускаемой ос-новной1) погрешности		Предел времени установления показаний, T0,9, с
			абсолютной, % НКПР2), объемная доля, %	относительной, %
Сумма углеводородов С1-С10 (по метану)	от 0 до 50 включ.	-	±5 % НКПР	-	25
	св. 50 до 100	-	-	±10 %
	-	от 0 до 2,2 включ.	±0,22 %	-	25
	-	св. 2,2 до 4,4	-	±10 %
Метан (CH4)	-	от 0 до 100	±5 %	-	25
Метан (CH4)	от 0 до 50 включ.	-	±3 % НКПР	-	25
	св. 50 до 100	-	-	±5 %
	-	от 0 до 2,2 включ.	±0,22 %	-
	-	св. 2,2 до 4,4	-	±5 %
Этан (C2H6)	от 0 до 50 включ.	-	±5 % НКПР	-	25
	св. 50 до 100	-	-	±5 %
Этан (C2H6)	-	от 0 до 1,2 включ.	±0,12 %	-
	-	св. 1,2 до 2,4	-	±5 %
Пропан (С3Н8)	от 0 до 50 включ.	-	±3 % НКПР	-	25
	св. 50 до 100	-	-	±5 %
	-	от 0 до 0,85 включ.	±0,085 %	-
	-	св. 0,85 до 1,7	-	±5 %
н-Бутан (С4Н10)	от 0 до 50 включ.	-	±3 % НКПР	-	25
	св. 50 до 100	-	-	±5 %
	-	от 0 до 0,70 включ.	±0,04 %	-
	-	св. 0,70 до 1,4	-	±5 %
Изобутан (i-C4H10)	от 0 до 100	-	±5 % НКПР	-	25
	-	от 0 до 1,3	±0,13 %	-
н-Пентан (С5Н12)	от 0 до 50 включ.	-	±3 % НКПР	-	25
	св. 50 до 100	-	-	±5 %
	-	от 0 до 0,7 включ.	±0,04 %	-
	-	св. 0,7 до 1,4	-	±5 %
н-Г ексан (С6Н14)	от 0 до 100	-	±5 % НКПР		25
	-	от 0 до 1,0	±0,05 %
н-Г ептан (С7Н16)	от 0 до 100	-	±5 % НКПР		25
	-	от 0 до 1,1	±0,05 %
н-Октан (С8Н18)	от 0 до 50	-	±5 % НКПР		25
	-	от 0 до 0,8	±0,04 %
Этилен (С2Н4)	от 0 до 100	-	±5 % НКПР		25
	-	от 0 до 2,3	±0,12 %

Определяемый компонент	Диапазон измерений довзрывоопас-ной концентрации определяемого компонента, % НКПР1)	Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента, %	Пределы допускаемой ос-новной1) погрешности		Предел времени установления показаний, T0,9, с
			абсолютной, % НКПР2), объемная доля, %	относительной, %
Метанол (СНзОH)	от 0 до 50	-	±5 % НКПР	-	25
	-	от 0 до 2,75	±0,28 %	-
Ацетон (СНзСОСНз)	от 0 до 50	-	±5 % НКПР	-	25
	-	от 0 до 1,25	±0,125 %	-
Пропилен (С3Н6)	от 0 до 50 включ.	-	±5 % НКПР	-	25
	св. 50 до 100	-	-	±10 %
	-	от 0 до 1,0 включ.	±0,1 %	-
	-	св. 1,0 до 2,0	-	±10 %
Сумма углеводородов С1-С10 (по пропану)	от 0 до 50 включ.	-	±5 % НКПР	-	20
	св. 50 до 100	-	-	±5 %
	-	от 0 до 0,85 включ.	±0,085 %	-	20
	-	св. 0,85 до 1,7	-	±5 %
Диоксид углерода (СО2)	-	от 0 до 0,5 включ.	±0,125 %	-	60
		св. 0,5 до 5,0	-	±20 %	60
	-	от 0 до 0,5 включ.	±0,125 %	-	60
		св. 0,5 до 10	-	±20 %	60
Примечания: 1) Основная погрешность нормирована при условиях: - температура окружающей среды: (20 ± 5) °С; - атмосферное давление: (101,3 ± 4) кПа; - относительная влажность окружающей среды: от 30 до 80 %. 2) Значения НКПР согласно ГОСТ 31610.20-1-2020.

Таблица 5 - Метрологические характеристики газоанализаторов с фотоионизационным

Определяемый компонент	Диапазон показаний массовой концентрации определяемого компонента, мг/м3	Диапазон измерений массовой концентрации определяемого компонента, мг/м3	Пределы допускаемой основ-ной1) погрешности, %		Предел времени установления показаний, T0,9, с
			приведенной2)	относительной
Сумма углеводородов С3-С10 (по изобутилену)	от 0 до 4000	от 0 до 300 включ.	±15	-	25
		св. 300 до 4000	-	±15

Определяемый компонент	Диапазон показаний массовой концентрации определяемого компонента, мг/м3	Диапазон измерений массовой концентрации определяемого компонента, мг/м3	Пределы допускаемой основ-ной1) погрешности, %		Предел времени установления показаний, T0,9, с
			приведенной2)	относительной
Сумма углево дородов С3-С10 (по гексану)	от 0 до 4000	от 0 до 300 включ.	±15	-	25
		св. 300 до 4000	-	±15
Изобутилен (i-C4H8)	от 0 до 4000	от 0 до 300 включ.	±15	-	25
		св. 300 до 4000	-	±15
Гексан (C6H14)	от 0 до 4000	от 0 до 300 включ.	±15	-	25
		св. 300 до 4000	-	±15
Углеводороды нефти (СхНу) (по изобутиленУ)	от 0 до 4000	от 0 до 300 включ.	±15	-	25
		св. 300 до 4000	-	±15
Пары бензина3)	от 0 до 4000	от 0 до 300 включ.	±15	-	25
		св. 300 до 4000	-	±15
Пары кероси-на4)	от 0 до 4000	от 0 до 300 включ.	±15	-	25
		св. 300 до 4000	-	±15
Пары дизельного топлива5)	от 0 до 4000	от 0 до 300 включ.	±15	-	25
		св. 300 до 4000	-	±15
Метанол (CH3OH)	от 0 до 4000	от 0 до 300 включ.	±15	-	25
		св. 300 до 4000	-	±15
Ацетон (C3H6O)	от 0 до 1500	от 0 до 375 включ.	±20	-	25
		св. 375 до 1500	-	±20
Бензол (C6H6)	от 0 до 650	от 0 до 165 включ.	±20	-	25
		св. 165 до 650	-	±20
	от 0 до 100	от 0 до 25 включ.	±20	-	25
		св. 25 до 100	-	±20
Бутан (C4H10)	от 0 до 1800	от 0 до 450 включ.	±20	-	25
		св. 450 до 1800	-	±20
Гептан (C7H16)	от 0 до 900	от 0 до 225 включ.	±20	-	25
		св. 225 до 900	-	±20

Определяемый компонент	Диапазон показаний массовой концентрации определяемого компонента, мг/м3	Диапазон измерений массовой концентрации определяемого компонента, мг/м3	Пределы допускаемой основ-ной1) погрешности, %		Предел времени установления показаний, T0,9, с
			приведенной2)	относительной
Изобутан (i-C4Hio)	от 0 до 900	от 0 до 225 включ.	±20	-	25
		св. 225 до 900	-	±20
Ксилол (СбН4(СНз)2)	от 0 до 880	от 0 до 220 включ.	±20	-	25
		св. 220 до 880	-	±20
Метилмеркап- тан (CH3SH)	от 0 до 400	от 0 до 100 включ.	±20	-	25
		св. 100 до 400	-	±20
Пентан (C5H12)	от 0 до 1000	от 0 до 250 включ.	±20	-	25
		св. 250 до 1000	-	±20
Пропилен (СзНб)	от 0 до 900	от 0 до 225 включ.	±20	-	25
		св. 225 до 900	-	±20
Стирол (C8H8)	от 0 до 200	от 0 до 50 включ.	±20	-	25
		св. 50 до 200	-	±20
Толуол (C6H5CH3)	от 0 до 380	от 0 до 95 включ.	±20	-	25
		св. 95 до 380	-	±20
Фенол (СбНбО)	от 0 до 580	от 0 до 145 включ.	±20	-	25
		св. 145 до 580	-	±20
	от 0 до 20	от 0 до 5 включ.	±20	-	25
		св. 5 до 20	-	±20
Циклогексан (C6H12)	от 0 до 680	от 0 до 170 включ.	±20	-	25
		св. 170 до 680	-	±20
Этанол (C2H5OH)	от 0 до 2000	от 0 до 500 включ.	±20	-	25
		св. 500 до 2000	-	±20
Этилен (C2H4)	от 0 до 230	от 0 до 58 включ.	±20	-	25
		св. 58 до 230	-	±20
Этиленоксид (C2H4O)	от 0 до 50	от 0 до 13 включ.	±20	-	25
		св. 13 до 50	-	±20
У ксусная кислота (C2H4O2)	от 0 до 500	от 0 до 125 включ.	±20	-	25
		св. 125 до 500	-	±20
	от 0 до 50	от 0 до 12 включ.	±20	-	25
		св. 12 до 50	-	±20

Определяемый компонент	Диапазон показаний массовой концентрации определяемого компонента, мг/м3	Диапазон измерений массовой концентрации определяемого компонента, мг/м3	Пределы допускаемой основ-ной1) погрешности, %		Предел времени установления показаний, T0,9, с
			приведенной2)	относительной
Нафталин (CioHs)	от 0 до 40	от 0 до 10 включ.	±20	-	25
		св. 10 до 40	-	±20
Трихлорэтилен (C2HCI3)	от 0 до 60	от 0 до 15 включ.	±20	-	25
		св. 15 до 60	-	±20
Октан (CsHis)	от 0 до 1900	от 0 до 475 включ.	±20	-	25
		св. 475 до 1900	-	±20
Этилацетат (C4H8O2)	от 0 до 800	от 0 до 200 включ.	±20	-	25
		св. 200 до 800	-	±20
Бутанол (C4H10OH)	от 0 до 60	от 0 до 20 включ.	±20	-	25
		св. 20 до 60	-	±20
Этилбензол (C8H10)	от 0 до 500	от 0 до 125 включ.	±20	-	25
		св. 125 до 500	-	±20
	от 0 до 4400	от 0 до 1100 включ.	±20	-	25
		св. 1100 до 4400	-	±20
Винилхлорид (C2H3Cl)	от 0 до 80	от 0 до 20 включ.	±20	-	25
		св. 20 до 80	-	±20
	от 0 до 800	от 0 до 200 включ.	±20	-	25
		св. 200 до 800	-	±20
Пропилацетат (C5H10O2)	от 0 до 200	от 0 до 50 включ.	±20	-	25
		св. 50 до 200	-	±20
	от 0 до 2000	от 0 до 500 включ.	±20	-	25
		св. 500 до 2000	-	±20
Эпихлоргидрин (C3H5ClO)	от 0 до 20	от 0 до 5 включ.	±20	-	25
		св. 5 до 20	-	±20
Хлористый бензил (бен-зилхлорид) (C7H7Cl)	от 0 до 20	от 0 до 5 включ.	±20	-	25
		св. 5 до 20	-	±20
Фурфуриловый спирт (C5H6O2)	от 0 до 200	от 0 до 50 включ.	±20	-	25
		св. 50 до 200	-	±20
Этилмеркаптан (C2H6S)	от 0 до 50	от 0 до 12 включ.	±20	-	25
		св. 12 до 50	-	±20
2-аминэтанол (C2H7NO)	от 0 до 20	от 0 до 5 включ	±20	-	25
		св. 5 до 20	-	±20

Определяемый компонент	Диапазон показаний массовой концентрации определяемого компонента, мг/м3	Диапазон измерений массовой концентрации определяемого компонента, мг/м3	Пределы допускаемой основ-ной1) погрешности, %		Предел времени установления показаний, T0,9, с
			приведенной2)	относительной
Моноэтанолам ин (C2H7NO)	от 0 до 20	от 0 до 5 включ	±20	-	25
		св. 5 до 20	-	±20

Примечания:

• ¹⁾ Основная погрешность нормирована при условиях:

• - температура окружающей среды: (20 ± 5) °С;

• - атмосферное давление: (101,3 ± 4) кПа;

• - относительная влажность окружающей среды: от 30 % до 80 %.

• ²⁾ Приведенная погрешность нормирована к верхнему пределу диапазона измерений.

• ³⁾ Пары бензина по ГОСТ 1012-2013, ГОСТ Р 51866-2002.

• ⁴⁾ Пары керосина по ТУ 38.401-58-8-90, ОСТ 38 01408-86.

• ⁵⁾ Пары дизельного топлива по ГОСТ 305-2013, ГОСТ 32511-2013, ГОСТ Р 52368-2005.

Таблица 6 - Дополнительные метрологические характеристики газоанализаторов Наименование характеристики

Пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения температуры окружающей среды от -60 °С до +15 °С включ. и св. +25 °С до +70 °С на каждые 10 °С, в долях от пределов допускаемой основной погрешности

Таблица 7 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Степень защиты корпуса газоанализатора по ГОСТ 14254-2015	IP68
Напряжение питания, В	от 18 до 30
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, оС	от -60 до + 70
- относительная влажность (без конденсации), %	(для газоанализаторов с термокаталитическим и оптическим инфракрасным сенсором) от -60 до + 55 (для газоанализаторов с электрохимическим и фотоионизационным сенсором) от 5 до 95
- атмосферное давление, кПа	от 70 до 130
Габаритные размеры (ДхШ^Г), мм, не более: - HardGas FX-01	154x130x95
- HardGas FX-02	154x130x95
- HardGas FX-03	154x130x95
Масса, кг, не более: - HardGas FX-01	1,2
- HardGas FX-02	1,2
- HardGas FX-03	3,5
Маркировка взрывозащиты	1 Ex db IIC T6 Gb X

Таблица 8 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка до отказа, ч	40000
Средний срок службы 1), лет, не менее	15
1) - Без учета срока службы чувствительного элемента (сенсора).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист Руководства по эксплуатации и на идентификационную табличку типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность поставки газоанализаторов приведена в таблице 9.

Таблица 9 - Комплект поставки

Наименование	Обозначение	Количество
Газоанализатор стационарный	HardGas	1 шт.
Паспорт	ЕТЛС.413411.002 ПС	1 экз.
Руководство по эксплуатации	ЕТЛС. 413411.002 РЭ	1 экз.
Насадка для подачи газа	-	1 шт. на пар тию
Комплект U-образных креплений на трубу или стойку	-	1 шт.
Кабельный ввод 1)	-	1-2 шт
Пульт ДУ 1)	-	1 шт.
1) - Опционально

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1.7 «Принцип действия и функциональное устройство» документа ЕТЛС. 413411.002 РЭ «Газоанализаторы стационарные HardGas. Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

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

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

ГОСТ IEC 60079-29-1-2013 «Взрывоопасные среды. Часть 29-1. Газоанализаторы. Требования к эксплуатационным характеристикам газоанализаторов горючих газов»;

ГОСТ 24032-80 «Приборы шахтные газоаналитические. Общие технические требования. Методы испытаний»;

ЕТЛС.413411.002 ТУ «Газоанализаторы стационарные HardGas. Технические условия».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью Торговая компания «Олдис» (ООО ТК «Олдис»)

ИНН 7726658635

Юридический адрес: 115191, г. Москва, пер. Духовской, д. 17, стр. 15, эт. 2, ком. 11, оф. 23

Телефон: 495 532-02-12

E-mail: order@tkoldis.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью Торговая компания «Олдис» (ООО ТК «Олдис»)

ИНН 7726658635

Юридический адрес: 115191, г. Москва, пер. Духовской, д. 17, стр. 15, эт. 2, ком. 11, оф. 23

Адрес места осуществления деятельности: 214031, г. Смоленск, ул. Индустриальная, д. 4, стр. 6

Телефон: +7 (495) 532-00-42

E-mail: order@tkoldis.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология» (ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология»)

Юридический адрес: 119415, г. Москва, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1, помещ. I, ком. 28

Телефон: +7 (495) 108 69 50

E-mail: info@metrologiya.prommashtest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314164.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» апреля 2025 г. № 747

Регистрационный № 95231-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Трансформаторы тока LR(B)

Назначение средства измерений

Трансформаторы тока LR(B) (далее - трансформаторы) предназначены для передачи сигналов измерительной информации измерительным приборам и/или устройствам защиты и управления в электрических установках переменного тока промышленной частоты.

Описание средства измерений

Принцип электромагнитной Трансформаторы относятся электрических величин.

Трансформаторы выполнены в четырех модификациях: LR(B)-35, LR(B)-110, LR(B)-150, LR(B)-220, отличающихся номинальным напряжением.

Обмотки равномерно намотаны на ленточные тороидальные магнитопроводы и покрыты эпоксидным компаундом. Чeрез отверстие магнитопровода при монтаже шина или кабель проходят через центр в сердечнике, образуя первичную обмотку. Kлеммы вторичной обмотки имеют гибкие выводы и запаяны в корпус. Благодаря такому решению трансформаторы тока не требуют пломбировки. Трансформаторы имеют до 4 вторичных обмоток для защиты и/или измерений и учёта в любых сочетаниях.

Трансформаторы имеют ряд типов исполнений, отличающихся номинальным первичным и вторичным токами классом точности вторичных обмоток и мощностью нагрузки

Заводской номер в виде цифрового обозначения состоящего из арабских цифр, наносят на корпус трансформатора методом лазерной маркировки

Общий вид трансформаторов, место нанесения заводского номера представлены на рисунке 1, пломбирование трансформаторов не предусмотрено.

Место нанесения заводского номера

Рисунок 1-Общий вид трансформаторов, места нанесения заводского номера

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 -

Наименование характеристики	Значение
1	2
Модификация	LR(B)-35	LR(B)-110	LR(B)-150	LR(B)-220
Номинальное напряжение, кВ	35	110	150	220
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	40.5	126	170	252
Номинальный первичный ток I1ном, А	от 100 до 6000
Номинальный вторичный ток I2ном, А	1; 2; 5
Номинальная частота, Г ц	50; 60
Классы точности вторичных обмоток по ГОСТ 7746-2015 - для измерений и учета - для защиты	0.2; 0.2S; 0.5; 0.5S; 1; 3; 5; 10 5P;10P
Номинальная вторичная нагрузка, cos ф = 0.8 - для измерений: - для защиты	2.5; 5; 7.5; 10; 15; 20; 25; 30; 40; 45; 50 5; 7.5; 10; 15; 20; 25; 30; 40; 50; 60; 75; 100
Номинальный коэффициент безопасности вторичных обмоток для измерений и учета Кном	5; 10
Номинальная предельная кратность вторичных обмоток для защиты Кном	от 5 до 40

Таблицы 2 - Технические

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры (высота х диаметр), мм, не более	1000 х 1000
Масса, кг, не более	400
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа	от -60 до +45 90 от 86 до 107

Таблица 3 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка на отказ, ч	180000
Средний срок службы, лет	15

Знак утверждения типа

наносится на паспорт типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество шт./экз.
Трансформатор тока	LR(B)	1
Паспорт	-	1
Руководство по эксплуатации	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1 руководства по эксплуатации «Описание и работа».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 21 июля 2023 г. № 1491 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений коэффициентов преобразования силы электрического тока»;

ГОСТ 7746-2015 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»;

ГОСТ 8.217-2024 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

Трансформаторы тока LR(B). Стандарт предприятия.

Правообладатель

Shanghai Wusong Electric Industrial Co., Ltd, Китай

Юридический адрес: No.333 Chihua Road, Zhelin Town, Fengxian District, Shanghai, China

Телефон: + 86-21-33618089

Изготовитель

Shanghai Wusong Electric Industrial Co., Ltd, Китай

Юридический адрес: No.333 Chihua Road, Zhelin Town, Fengxian District, Shanghai, China

Телефон: + 86-21-33618089

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология» (ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология»)

Адрес: 142300, Московская обл., г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2

Тел.: +7 (495) 108 69 50

E-mail: info@metrologiya.prommashtest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314164.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» апреля 2025 г. № 747

Регистрационный № 95232-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Модули аналогового ввода МР-0101

предназначены для преобразования входных аналоговых сигналов напряжения постоянного тока в цифровой формат и передачи результатов измерений для дальнейшей их обработки и хранения.

Описание средства измерений

Принцип действия модулей основан на преобразовании напряжения постоянного тока аналого-цифровыми преобразователями в цифровой код с последующей обработкой и передачей в персональный компьютер. Значения измеряемого напряжения отображаются в окне управляющего программного обеспечения (далее - ПО).

Модули имеет 8 независимых дифференциальных аналоговых входов для измерения значения напряжения постоянного тока. Для согласования уровней входных напряжений на входах модулей предусмотрены аттенюаторы и фильтры второго порядка. Для передачи данных между модулями и персональным компьютером с установленным управляющим ПО используется шина данных PCI - express (PXIe). Предусмотрен синхронный запуск входных аналоговых сигналов, обеспечивающийся наличием триггерных цепей и цепей синхронизации. Электропитание модулей осуществляется через шину от крейта стандарта PXIe, в который установлен модуль.

Конструктивно модули состоят из платы, с прикрепленными к ним лицевой и защитной панелями. Защитная панель выполняет также функцию радиатора. Пломбирование модулей не предусмотрено, так как в их конструкции отсутствуют элементы регулировки и подстройки, доступные пользователю.

Модули устанавливаются в крейт стандарта PXIe. Управление модулями осуществляется от персонального компьютера, подключаемого к крейту.

Общий вид модулей представлен на рисунке 1. Обозначение модуля наносится на переднюю панель в цифробуквенном формате методом гравирования. Уникальный заводской номер в цифровом формате из шести знаков наносится на плату модуля (рисунки 3 и 4).

Знак утверждения типа и знак поверки наносятся в виде самоклеящихся этикеток на защитную панель модуля. Места для нанесения знака утверждения типа и знака поверки имеются на защитной панели и указаны на рисунке 2.

Рисунок 1 - Общий вид модулей МР-0101

Рисунок 2 - Защитная панель модулей МР-0101

Место нанесения заводского номера

Рисунок 3 - Модуль МР-0101 с местом нанесения заводского номера

Заводской номер

Рисунок 4 - Фрагмент модуля МР-0101

Программное обеспечение

Программное обеспечение, установленное на персональный компьютер с операционной системой Linux, служит для управления режимами работы модулей, его метрологически значимая часть выполняет функции обработки, представления, записи и хранения информации. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «низкий» по Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

обеспечения

икационные данные

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование	Настройка модуля PXIe МАВ
Номер версии (идентификационный номер)	не ниже 1.0

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики модулей представлены в таблицах 2 и 3.

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерения напряжения постоянного тока, В	от -10 до +10
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения напряжения постоянного тока, В не более	±(0,0006•|Uизм.|+0,0018)
Здесь: Uизм. - значение напряжения постоянного тока, измеренное модулем, В

Таблица 3 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Напряжение питания постоянного тока, В	от 10,8 до 13,2
Максимальная потребляемая мощность, Вт, не более	12
Габаритные размеры, глубинахширинахвысота, мм, не более	212x21x131
Масса, кг, не более	0,40
Рабочие условия применения температура окружающего воздуха, °С относительная влажность, % атмосферное давление, кПа	от +5 до +45 от 30 до 80 от 84 до 106

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Назначенный срок службы модуля, лет	5
Назначенный ресурс модуля, ч	20000

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом и на боковую панель блока базового в виде самоклеющейся этикетки.

Комплектность средства измерений

Комплектность средства измерений представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Модуль аналогового ввода МР-0101	АСДБ.00.63.4000	1
Руководство по эксплуатации	АСДБ.00.63.4000РЭ	1
Компакт-диск с ПО	Настройка модуля PXIe МАВ	1
Дополнительные принадлежности	-	по заказу

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в гл. 2 «Использование по назначению» Руководства по эксплуатации, АСДБ.00.63.4000РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

«Модули аналогового ввода МР-0101». Технические условия, АСДБ.411618.002ТУ.

Правообладатель

Акционерное общество «Опытно-конструкторское бюро «Аэрокосмические системы» (АО «ОКБ «Аэрокосмические системы»)

ИНН 5010041950

Юридический адрес: 141983, Московская обл., г. Дубна, ул. Программистов, д. 4 Телефон: +7 (495) 526-69-77

E-mail: info@aerospace-system.ru

Изготовитель

Акционерное общество «Опытно-конструкторское бюро «Аэрокосмические системы» (АО «ОКБ «Аэрокосмические системы»)

ИНН 5010041950

Адрес: 141983, Московская обл., г. Дубна, ул. Программистов, д. 4 Телефон: +7 (495) 526-69-77

E-mail: info@aerospace-system.ru

Испытательный центр

Акционерное общество «АКТИ-Мастер» (АО «АКТИ-Мастер»)

Адрес: 127106, Москва, Нововладыкинский пр-д, д. 8, стр. 4, оф. 310-312

Телефон (факс) +7(495) 926-71-85

E-mail: post@actimaster.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311824.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» апреля 2025 г. № 747

Регистрационный № 95233-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества с УПСВ Орехово-Ермаковского месторождения

Назначение средства измерений Система измерений количества и показателей качества

с УПСВ Орехово-Ермаковского месторождения (далее - СИКН) предназначена для измерения массы нефти.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на прямом методе динамических измерений с помощью преобразователей массового расхода жидкости. Выходные сигналы преобразователей расхода, давления, температуры, плотности, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают в систему обработки информации, которая принимает информацию и производит вычисление массы и показателей качества нефти по реализованному в ней алгоритму.

Конструктивно СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной и смонтированной для конкретного объекта из компонентов серийного производства. В состав СИКН входит:

• 1) Блок измерительных линий (БИЛ), состоящий из двух измерительных линий (одной рабочей и одной контрольно-резервной).

• 2) Блок измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенный для измерения показателей качества нефти.

• 3) Система сбора и обработки информации (СОИ), предназначенная для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.

• 4) Пробозаборное устройства щелевого типа по ГОСТ 2517-2012.

• 5) Блок рабочего эталона расхода (БРЭР), предназначенный для подключения поверочной установки, которая используется при проведении поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей массового расхода.

• 6) Блок фильтров (БФ), содержащий в своей конструкции фильтра в количестве двух штук, обеспечивающий очистку нефти от посторонних механических включений.

• 7) Дренажная система закрытого типа с отдельным сбором учтённой и неучтенной нефти.

• 8) Устройства индикации наличия свободного газа в нефти в количестве 2 штук.

• 9) Входной и выходной коллекторы.

Состав СИКН представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Состав СИКН

Наименование и тип средства измерений	Место установки	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF300	БИЛ	45115-10
Датчики температуры ТСПТ Ехd 101	БИЛ, БИК	75208-19
Датчики температуры 644	БИЛ, БИК	39539-08
Преобразователи измерительные 644	БИЛ, БИК	14683-09
Т ермопреобразователи сопротивления платиновые 65	БИЛ, БИК	22257-11
Преобразователи давления измерительные 3051S	БИЛ, БИК	24116-08
Преобразователи давления измерительные EJA мод. EJA530A	БИЛ, БИК	14495-09
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм	БИК	14557-05 14557-15
Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835	БИК	15644-06
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF050	БИК	45115-10
Комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов АБАК+	СОИ	52866-13

В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

• - автоматическое измерение массы «брутто» нефти;

• - автоматизированное вычисление массы «нетто» нефти и массовой доли воды;

• - автоматическое измерение технологических параметров (температуры и давления);

• - автоматическое измерение показателей качества нефти (плотности и объемной доли воды в нефти);

• - отображение (индикацию), регистрацию и архивирование результатов измерений;

• - поверку преобразователей массового расхода на месте эксплуатации без прекращения учётных операций;

• - контроль метрологических характеристик преобразователей массового расхода, преобразователя плотности и поточного влагомера на месте эксплуатации без прекращения ТКО;

• - отбор объединённой пробы нефти по ГОСТ 2517-2012;

• - получения 2- часовых, сменных, суточных и месячных отчётов, актов приёма-сдачи измерений с выводом

  нефти, паспортов качества и журналов регистрации показаний средств данных на дисплей и на печатающее устройство;

  • - дистанционное управление запорной арматурой;

  • - контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на по СИКН.

  Место расположения СИКН заводской номер 61, на

  результат измерений

территории УПСВ на ДНС Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос». Пломбирование средств измерений, находящихся в составе СИКН осуществляется согласно требований одного из следующих документов: описание типа средства измерений, методика поверки средства измерений, инструкция по эксплуатации СИКН или МИ 3002-2006. Заводской номер в виде цифрового обозначения нанесён типографским способом на информационной табличке, установленной на приборном щите, расположенном в помещении операторной. Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.

Общий вид СИКН представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид СИКН

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН представлено встроенным прикладным ПО комплекса измерительно-вычислительного расхода и количества жидкостей и газов АБАК+ и АРМ оператора «Генератор отчётов АБАК Reporter». Метрологические характеристики СИКН нормированы с учётом влияния программного обеспечения на результаты измерений.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.

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

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)	ИВК	АРМ оператора
Идентификационное наименование ПО	Abak.bex	Г енератор отчётов АБАК Reporter
Номер версии ПО	1.0	1.2.5.16
Цифровой идентификатор ПО	4069091340	ef9f814ff4180d55bd94d0debd230d76
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	CRC-32	MD5

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений массового расхода, т/ч	от 24 до 58
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерения:
- массы брутто нефти, %	±0,25
- массы нетто нефти, %	±0,35

Таблица 4 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных линий	2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная)
Измеряемая среда	нефть по ГОСТ Р 51858-2002
Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление, МПа - плотность при температуре +20 °С, кг/м3 - массовая доля воды в нефти, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	от +5 до +40 от 0,3 до 4,0 от 820 до 865 0,5 0,05 100
Температура окружающего воздуха, °С: - для первичных измерительных преобразователей - для ИВК и АРМ оператора	от +15 до +40 от +20 до +30

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений количества и показателей качества нефти ДНС с УПСВ Орехово-Ермаковского месторождения		1 экз.
Инструкция по эксплуатации		1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе ВЯ-1831/2024 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти ДНС с УПСВ Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2024.49180.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.1.1);

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».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-Хантос» (ООО «Газпромнефть-Хантос»)

ИНН 8618006063

Юридический адрес: 628011, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г. Ханты-Мансийск, ул. Ленина, д. 56

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-Хантос» (ООО «Газпромнефть-Хантос»)

ИНН 8618006063

Адрес: 628011, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г. Ханты-Мансийск, ул. Ленина, д. 56

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской и Курганской областях, Ханты-Мансийском автономном округе - Югре, Ямало-Ненецком автономном округе» (ФБУ «Тюменский ЦСМ»)

Адрес: 625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88

Телефон: (3452) 500-532

E-mail: info@csm72.ru

Web-сайт: https://тцсм.рф

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311495.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16» апреля 2025 г. № 747

Регистрационный № 95234-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Дефектоскопы ультразвуковые многоканальные ДУМА-16

Назначение средства измерений

Дефектоскопы ультразвуковые многоканальные ДУМА-16 (далее по тексту -дефектоскопы) предназначены для измерений временных интервалов, амплитуд эхо-сигналов, полученных от дефектов и несплошностей в объектах контроля, а также измерений глубины залегания дефектов и измерений расстояний датчиком пути.

Описание средства измерений

Дефектоскопы используются для проведения автоматизированного ультразвукового контроля основных материалов и сварных соединений на наличие дефектов типа нарушения сплошности или однородности.

Принцип действия дефектоскопа основан на возбуждении генератором (ГИВ) ультразвуковых колебаний (УЗК) за счет формирования импульсных сигналов заданной амплитуды и длительности, которые преобразуются из электрического в волновой сигнал через пьезоэлектрические преобразователи (далее - ПЭП) по каждому каналу контроля. Затем сформированные импульсы распространяются в объекте контроля, отражаются от несплошностей, дефектов и границ его структуры, возвращаются на приемник дефектоскопа для последующего усиления, преобразования, фильтрации измеряемого полезного сигнала и его обработки.

При выполнении цикла сбора первичной информации для каждой из предварительно заданных схем контроля полученные сигналы преобразуются в цифровую форму, передаются и сохраняются в персональный компьютер (ПК) в виде А-развертки. Анализ первичной информации выполняется после ее сбора. По параметрам набора А-разверток, а также по известным координатам и ориентации каждого ПЭП оцениваются наличие и параметры дефектов или несплошностей.

Конструктивно дефектоскоп является электронным блоком, соединяемым с ПК проведения контроля и

Идентификация дефектоскопа осуществляется с помощью:

• -  визуального осмотра гравировки на лицевой (передней) стороне корпуса дефектоскопа, отображающей информацию о дате изготовления дефектоскопа (год, квартал) и заводском номере в числовом формате. Общий вид дефектоскопа с указанием места нанесения заводского номера представлен на рисунке 1;

• - визуального осмотра металлической маркировочной таблички, прикрепляемой на лицевую (переднюю) сторону корпуса дефектоскопа и отображающей информацию об изготовителе и обозначении типа средства измерений. Общий вид маркировочной таблички представлен на рисунке 2;

• - изучения нормативно-технической документации (руководство по эксплуатации, паспорт), которая входит в обязательный комплект поставки дефектоскопа и содержит информацию о метрологических и технических характеристиках дефектоскопа.

Места пломбировки дефектоскопа от несанкционированного доступа указаны на рисунке 1. Ограничение доступа осуществляется путем нанесения пломб на винты в виде заводских наклеек, разрушаемых при механических воздействиях. На пломбы нанесено изображение товарного знака или наименования предприятия-изготовителя.

В процессе эксплуатации возможность внешних механических регулировок отсутствует.

Место пломбировки

Место нанесения заводского номера

Место нанесения маркировочной таблички

Рисунок 1 - Общий вид дефектоскопа с указанием мест пломбировки, места нанесения заводского номера и маркировочной таблички

Рисунок 2 - Общий вид маркировочной таблички

Нанесение знака поверки на дефектоскопы не предусмотрено.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) дефектоскопа состоит из основного (метрологически значимое) и дополнительного, реализующего методики контроля конкретных объектов или типов объектов.

Начальная регулировка и диагностирование исправности дефектоскопа, операции поверки, а также проверка дефектоскопа на соответствие его параметров и характеристик требованиям технических условий осуществляется при помощи основного ПО. Настройка, необходимая для сбора первичной информации о конкретных объектах, сбор и сохранение в ПК первичной информации, оценка результатов контроля, оформление заключений выполняются в соответствии с требованиями методики контроля конкретного объекта при помощи дополнительного ПО, реализующего эту методику.

Влияние ПО учтено при нормировании метрологических характеристик.

Идентификационные данные программного обеспечения представлены в таблице 1.

Таблица 1 -

обеспечения

данные

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	SNK3
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.Х.Х*
Цифровой идентификатор ПО	отсутствует
Примечание: * - символы «Х» обозначают метрологически незначимую часть номера версии ПО

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

Метрологические и технические характеристик

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон установки амплитуд импульсов генератора на нагрузке 110 Ом, В	от 20 до 200
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки амплитуд импульсов генератора, В	±5
Диапазон установки длительности импульсов генератора, мкс	от 0,05 до 1,00
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки длительности импульсов генератора, мкс, для установленной амплитуды импульсов генератора: - от 20 до 40 В включ.	±0,025
- св. 40 до 200 В включ.	±0,015
Диапазон измерений амплитуд сигналов на входе приемника по отношению к 1 мкВ, дБ	от 34 до 114
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений амплитуд сигналов на входе приемника по отношению к 1 мкВ, дБ, в диапазоне: - от 34 до 74 дБ включ.	±2
- св. 74 до 114 дБ включ.	±1
Диапазон измерений временных интервалов, мкс	от 0,1 до 280
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений временных интервалов, мкс	±(0,05 + 0,001-Т*)
Диапазон измерений расстояний пройденных датчиком пути, мм	от 0 до 10000
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений расстояний, пройденных датчиком пути, мм	±(0,5 + 0,0015^S**)
Диапазон измерений глубины залегания отражателя (по стали), мм	от 3 до 400

	Лист № 4 Всего листов 6
Продолжение таблицы 2
Наименование характеристики	Значение
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений глубины залегания отражателя (по стали), мм	±(0,5 + 0,01-Н***)
Примечание: * Т - измеренное значение длительности временного интервала, мкс; ** S - измеренное значение расстояния пройденного датчиком пути, мм; *** н - измеренное значение глубины залегания отражателя (по стали), мм.

Таблица 3 - Технические

Наименование характеристики	Значение
Количество каналов для подключения ПЭП, шт	16
Диапазон установки длительности развертки, мкс	от 0 до 80
Диапазон установки задержки развертки, мкс	от 0 до 200
Диапазон установки усиления, дБ	от 0 до 80
Полоса пропускания приемника по уровню минус 3 дБ, МГц	от 0,4 до 12
Количество подключаемых датчиков пути, шт	2
Габаритные размеры электронного блока, мм, не более
- ширина	271
- длина	380
- высота	87
Масса электронного блока, кг, не более	5,2
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С	от + 10 до + 40
- относительная влажность при температуре + 35 °С, %, не более	98
- атмосферное давление, кПа	от 84,0 до 106,7
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В	230 ± 23
- частота переменного тока, Г ц	50 ± 1

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка на отказ, ч	10000
Срок службы, лет	5

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Дефектоскоп ультразвуковой многоканальный	ДУМА-16	1 шт.
Программное обеспечение на флэш носителе		1 шт.
Кабель и блок питания		1 комп.
Кабели соединительные		1 комп.
Эквивалент нагрузки ГИВ (110 Ом)		1 шт.
Датчик пути		1 шт.
Пьезоэлектрический преобразователь ПЭП	П111-2,5-К12	1 шт.
Пьезоэлектрический преобразователь ПЭП	П111-5,0-К6	1 шт.

таблицы 5

Наименование	Обозначение	Количество
Пьезоэлектрический преобразователь ПЭП	-	* шт.
Руководство по эксплуатации	65.1.000 РЭ	1 экз.
Паспорт	65.1.000 ПС	1 экз.
Методика поверки	-	1 экз.
Примечание: * - Количество, тип и модификации ПЭП по заказу в соответствии с частотным диапазоном полосы пропускания дефектоскопа.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1.4 «Устройство и работа» руководства по эксплуатации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Государственная поверочная схема для средств измерений скоростей распространения и коэффициента затухания ультразвуковых волн в твердых средах, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29 декабря 2018 г. № 2842;

65.1.000 ТУ «Дефектоскопы ультразвуковые многоканальные ДУМА-16. Технические условия».

Правообладатель

Акционерное общество «Ордена Ленина Научно - исследовательский и конструкторский институт энерготехники имени Н.А. Доллежаля» (АО «НИКИЭТ») Юридический адрес: 107140, г. Москва, пл. Академика Доллежаля, д. 1, к. 3 Телефон: 8 (499) 763-03-51

E-mail: nikiet@nikiet.ru

Web: http://www.nikiet.ru

Изготовитель

Акционерное общество «Ордена Ленина Научно - исследовательский и конструкторский институт энерготехники имени Н.А. Доллежаля» (АО «НИКИЭТ») Адрес: 107140, г. Москва, пл. Академика Доллежаля, д. 1, к. 3

Телефон: 8 (499) 763-03-51

E-mail: nikiet@nikiet.ru

Web: http://www.nikiet.ru

Испытательный центр

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

Юридический адрес: 127282, г. Москва, вн.тер.г. Муниципальный округ Северное Медведково, пр-д Чермянский, д. 7

Телефон: +7 (495) 011-56-60

E-mail: info@mosenergotest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314943.

¹

Основная погрешность нормирована при условиях:

• - температура окружающей среды: (20 ± 5) °С;

• - атмосферное давление: (101,3 ± 4) кПа;

• - относительная влажность окружающей среды: от 30 % до 80 %.

²

Приведенная погрешность нормирована к верхнему пределу диапазона измерений.

---