№776 от 21.04.2025
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 670557
ПРИКАЗ Об утверждении типов средств измерений (15)
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 776 от 21.04.2025
ПРИЛОЖЕНИЕ
к приказу Федерального агентства по техническому регулированию
и метрологии
от «__ » _____ 2025 г. № '^__Сведения
об утвержденных типах средств измерений
№ п/ п |
Наименование типа |
Обозначение типа |
Код характера произ-вод-ства |
Рег. Номер |
Зав. номер(а) |
Изготовители |
Правообладатель |
Код иден-тифи-кации производства |
Методика поверки |
Интервал между поверками |
Заявитель |
Юридическое лицо, проводившее испытания |
Дата утверждения акта |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
1. |
Осциллографы цифровые |
АКИП- 4148 |
С |
95254-25 |
АКИП-4148/2А № 2328079 |
Fujian Lilliput Optoelectronics Technology Co., Ltd., Китай |
Fujian Lilliput Optoelectronics Technology Co., Ltd., Китай |
ОС |
МП-ПР-02-2025 «ГСИ. Осциллографы цифровые АКИП-4148. Методика поверки» |
1 год |
Акционерное общество «Приборы, Сервис, Торговля» (АО «ПриСТ»), г. Москва |
АО «ПриСТ», г. Москва |
17.01.2025 |
2. |
Газоанализаторы стационарные |
ОЛИМП |
С |
95255-25 |
ОЛИМП-1, зав. №№ 310315200001, 310319700001, 310800400001; ОЛИМП-2, зав. № 310800600001 |
Общество с ограниченной ответственностью «ИН ТЕРГАЗ-ПРИБОР» (ООО «ИН ТЕРГАЗ-ПРИБОР»), г. Тюмень |
Общество с ограниченной ответственностью «ИН ТЕРГАЗ-ПРИБОР» (ООО «ИН ТЕРГАЗ-ПРИБОР»), г. Тюмень |
ОС |
МП-5092024 «ГСИ. Газоанализаторы стационарные ОЛИМП. Методика поверки» |
1 год |
Общество с ограниченной ответственностью «ИНТЕРГАЗ-ПРИБОР» (ООО «ИНТЕРГАЗ-ПРИБОР»), г. Тюмень |
ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология», Московская обл., г. Чехов |
07.11.2024 |
3. |
Анализаторы серы и углерода |
CS |
С |
95256-25 |
CS-100, сер. № CS100231101 |
Общество с ограниченной ответственно- |
Общество с ограниченной ответственно- |
ОС |
МП 75241-2024 «ГСИ. |
1 год |
Общество с ограниченной ответственно- |
УНИИМ - филиал ФГУП «ВНИИМ им. |
25.11.2024 |







Колонки топливораздаточные
ПК

95257-25

Спектрометры рентге-нофлуорес-центные
AVROR
A
MERAK -SC

95258-25
ПКА
-
111.1. Н30С.201 зав. №1730, ПКА
-
122.2. Н10С.101 зав.
№ 1731, ПКА111.1.В.30Ж.2
01 зав. №1732,
ПКА
-
122.2. В.10Ж.201
зав. №1733_______
111112706,
1211127028
стью «ТЕ-ХИМПОРТ-ТРЕЙД» (ООО «ТЕХИМ-
ПОРТ-
ТРЕЙД»), г.
Москва; производственная площадка Wuxi Jinyibo Instrument Technology Co., Ltd.,
Китай_______
Акционерное общество
«ПК-Электроникс» (АО «ПК-Электро-никс»), г. Новосибирск
Beijing Ancor-en Technology Co., Ltd., Китай

Датчики скорости и направления ветра уль-


95259-25
зав. 240696
Акционерное общество «Минимакс-94» (АО «Ми-
стью «ТЕ-
ХИМПОРТ-
ТРЕЙД» (ООО
«ТЕХИМ-
ПОРТ-
ТРЕЙД»), г.
Москва

Анализаторы серы и углерода CS. Методика поверки»

стью «ТЕ-
ХИМПОРТ-
ТРЕЙД» (ООО
«ТЕХИМ-
ПОРТ-
ТРЕЙД»), г.
Москва
Д.И. Менделеева», г. Екатеринбург

Акционерное общество «ПК-
Электроникс» (АО «ПК-Электро-никс»), г. Новосибирск
Beijing Ancor-en Technology Co., Ltd., Китай
Акционерное общество «Минимакс-94» (АО «Ми-
ОС
ОС
ОС
МИ 18642020 «ГСИ. Колонки топливо-раздаточные. Методика поверки»
МП 89241-2024 «ГСИ.
Спектрометры рентгено-флуоресцентные
AVRORA MERAK-
SC. Методика по
верки» МП 254
0243-2024 «ГСИ.
Датчики
1 год
1 год
1 год
Акционерное общество «ПК-
Электроникс»
(АО «ПК-
Электроникс»),
г. Новосибирск
Общество с ограниченной ответственностью «АВРО
РА» (ООО «АВРОРА»), Московская обл., г. Королев
Акционерное общество «Минимакс-94» (АО «Ми-
ЗАО КИП «МЦЭ», г
Москва
17.01.2025
УНИИМ - филиал ФГУП «ВНИИМ им.
Д.И. Менделеева», г. Екатеринбург
ФГУП «ВНИИМ им.
Д.И.Менделеева
», г. Санкт-
27.12.2024


тразвуковые




нимакс-94»), г.
Москва
нимакс-94»), г.
Москва

Система ав- |
Обозна- |
томатизиро- |
чение |
ванная ин- |
отсут- |
формацион- |
ствует |
но- | |
измеритель- | |
ная коммер- | |
ческого уче- | |
та электро- | |
энергии | |
(АИИС | |
КУЭ) ООО | |
«ПО АЗПИ» |

95260-25
001
Общество с ограниченной ответственностью «РН-Энерго» (ООО «РН-Энерго»), Московская обл., г.о. Красногорск
Общество с ограниченной ответственностью «ПО Алтайский завод прецизионных изделий» (ООО «ПО АЗПИ»), Алтайский кр., г. Барнаул
ОС

Система ав- |
Обозна- |
томатизиро- |
чение |
ванная ин- |
отсут- |
формацион- |
ствует |
но- | |
измеритель- | |
ная коммер- | |
ческого уче- | |
та электро- | |
энергии | |
(АИИС | |
КУЭ) ООО | |
«УК «Нави- |

95261-25
1377
Акционерное общество «Петроэлек-тросбыт» (АО «ПЭС»), г. Санкт-Петербург
Акционерное общество «Петроэлек-тросбыт» (АО «ПЭС»), г. Санкт-Петербург
ОС
скорости и направления ветра ультразвуковые УЗ-200. Методика поверки» МП ЭПР-748-2025 «ГСИ. Система ав-томатизи-рованная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПО АЗ-ПИ». Методика поверки» МП СМО-0702-2025 «ГСИ. Система ав-томатизи-рованная информационно-измерительная коммерческого учета электро-

4 года
4 года
нимакс-94»), г.
Москва
Общество с ограниченной ответственностью «РН-Энерго» (ООО «РН-Энерго»), Московская обл., г.о. Красногорск
Петербург

ООО «Энерго-ПромРесурс», Московская обл., г. Красногорск
14.02.2025
Акционерное |
АО «РЭС |
общество |
Групп», г. Вла- |
«РЭС Групп» |
димир |
(АО «РЭС | |
Групп»), г. | |
Владимир |
07.02.2025


гатор»







Система ав- |
Обозна- |
томатизиро- |
чение |
ванная ин- |
отсут- |
формацион- |
ствует |
но- | |
измеритель- | |
ная коммер- | |
ческого уче- | |
та электро- | |
энергии | |
(АИИС | |
КУЭ) ООО | |
«Титан- | |
Полимер» |

95262-25
1363
Акционерное общество «Петроэлек-тросбыт» (АО «ПЭС»), г. Санкт-Петербург
Акционерное общество «Петроэлек-тросбыт» (АО «ПЭС»), г. Санкт-Петербург
ОС

Трансформаторы напряжения
JSQX-
110V

95263-25
3801240153,
3801240154,
3801240155,
3801240156
Фирма «Xian XD High Voltage Apparatus
Co., LTD.»,
Китай
Фирма «Xian XD High Voltage Apparatus
Co., LTD.»,
Китай
ОС

Трансформаторы тока
LMH-
170

95264-25
3024231440,
3024231441,
3024231442,
3024231443,
Фирма «Xian XD High Voltage Apparatus
Co., LTD.»,
Фирма «Xian XD High Voltage Apparatus
Co., LTD.»,
ОС
энергии (АИИС КУЭ) ООО «УК «Навигатор». Методика поверки»
МП СМО-0602-2025 «ГСИ. Система ав-томатизи-рованная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТитанПолимер».
Методика поверки» ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки»
ГОСТ 8.217-2024 «ГСИ.
Трансфор-

4 года
8 лет
8 лет



Акционерное |
АО «РЭС |
общество |
Групп», г. Вла- |
«РЭС Групп» |
димир |
(АО «РЭС | |
Групп»), г. | |
Владимир |
Общество с ограниченной ответственностью «А
СТРОЙ» (ООО «А-СТРОЙ»), г. Москва
ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест», г. Москва
06.02.2025
14.03.2025
Общество с ограниченной ответственностью «А-
ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест», г. Москва






Система из- |
Обозна- |
мерений ко- |
чение |
личества и |
отсут- |
параметров |
ствует |
нефтегазово- | |
дяной смеси | |
на ПНС ДНС | |
№5 с УПСВ | |
Мало- | |
Балыкского | |
месторожде- | |
ния |

95265-25
3024231445,
3024231446,
3024231447,
3024231448,
3024231449,
3024231450,
3024231451,
3024231452,
3024231453,
3024231454,
3024231455,
3024231456,
3024231457,
3024231458,
3024231459,
3024231460,
3024231461,
3024231462,
3024231463,
3024231464,
3024231465,
3024231466,
3024231536
БН 03 2014
Китай
Китай
Общество с |
Общество с |
ограниченной |
ограниченной |
ответственно- |
ответственно- |
стью «Аргоси |
стью «РН- |
Аналитика» |
Юганскнефте- |
(ООО «Аргоси |
газ» (ООО |
Аналитика»), |
«РН- |
г. Москва |
Юганскнефтегаз»), Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г. Нефтеюганск |

маторы тока. Методика поверки»

СТРОЙ» (ООО «А-СТРОЙ»),
г. Москва


ОС
ВЯ.10.1706 973.00 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефте-газоводяной смеси на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкско-го месторождения. Методика
1 год
Общество с ограниченной ответственностью «РН-Юганскнефтегаз» (ООО «РН-Юганскнефтегаз»), Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г. Нефтеюганск
ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень
08.07.2024
13.
Система из- |
Обозна- |
мерений ко- |
чение |
личества и |
отсут- |
параметров нефтегазоводяной смеси в районе К 285 Приоб- |
ствует |
ского место- | |
рождения |

95266-25
111
Общество с ограниченной ответственностью «Научно-Производственное предприятие ОЗНА-Инжиниринг» (ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»), г. Уфа
Общество с ограниченной ответственностью «РН-Юганскнефтегаз» (ООО «РН-Юганскнефтегаз»), Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г. Нефтеюганск
ОС
14.
Газоанализаторы много-компонентные
ОХТА

95267-25
ОХТА-Флоупак, сер. № 0007
Общество с ограниченной ответственностью «ТИАМАТ» (ООО «ТИАМАТ»), г. Москва
Общество с ограниченной ответственностью «ТИАМАТ» (ООО «ТИАМАТ»), г. Москва
ОС
15.
Аппаратура спутниковой навигации
АвтоГРАФ-АСН

95268-25
1505356, 1505357
Общество с ограниченной ответственностью НПО «ТехноКом» (ООО НПО «ТехноКом»), г. Челябинск
Общество с ограниченной ответственностью НПО «ТехноКом» (ООО НПО «ТехноКом»), г. Челябинск
ОС
поверки» ВЯ.10.1708 157.00 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефте-газоводяной смеси в районе К285 Приобского ме-сторождения. Методика поверки» МП-5302024 «ГСИ. Газоанализаторы многокомпонентные ОХТА.
Методика поверки» МП 850124-09 «ГСИ. Аппаратура спутниковой навигации АвтоГРАФ-АСН. Методика поверки»
1 год
1 год
4 года
Общество с ограниченной ответственностью «РН-Юганскнефтегаз» (ООО «РН-Юганскнефтегаз»), Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г. Нефтеюганск
Общество с ограниченной ответственностью «ТИАМАТ» (ООО «ТИАМАТ»), г. Москва
Общество с ограниченной ответственностью НПО «ТехноКом» (ООО НПО «ТехноКом»), г. Челябинск
ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень
ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология», Московская обл., г. Чехов
ФГУП «ВНИИФТРИ», Московская обл., г. Солнечногорск, рп. Менделеево
15.10.2024
04.10.2024
02.12.2024
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «21» апреля 2025 г. № 776
Лист № 1
Всего листов 5
Регистрационный № 95268-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Аппаратура спутниковой навигации АвтоГРАФ-АСН
Назначение средства измеренийАппаратура спутниковой навигации АвтоГРАФ-АСН (далее - аппаратура) предназначена для измерений текущих навигационных параметров по сигналам навигационных космических аппаратов глобальных навигационных спутниковых систем (далее - ГНСС) ГЛОНАСС и GPS одновременно, определения на их основе координат местоположения в системах координат WGS-84 и ПЗ-90 и скорости, а также синхронизации внутренней шкалы времени аппаратуры с национальной шкалой координированного времени UTC(SU).
Описание средства измеренийПринцип действия аппаратуры основан на измерении псевдодальностей и доплеровских смещений частот по сигналам L1OF ГНСС ГЛОНАСС и L1C/A ГНСС GPS, определениия на их основе координат местоположения и скорости.
Параметры сигналов ГНСС согласно интерфейсному контрольному документу «ГЛОНАСС», редакция 5.1 от 2008; IS-GPS-200E от 08.06.2010.
Отслеживаются сигналы ГНСС в зоне видимости на углах возвышения более 5° относительно местного горизонта.
Условия эксплуатации в номинальной шумовой обстановке, которая не прерывает возможностей аппаратуры к обнаружению и отслеживанию сигналов навигационных космических аппаратов.
Конструктивно аппаратура представляет собой моноблок с антеннами (навигационная, GSM), центральным процессором, модулем энергонезависимой flash-памяти, модулем Bluetooth, навигационным приемником сигналов навигационных космических аппаратов ГНСС ГЛОНАСС и GPS, GSM модемами, драйвером питания, блоком входов/выходов, цифровым трехосевым акселерометром, шинами RS-232, RS-485, CAN и 1-Wire, разъемом USB Type-C.
Серийный номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится типографским способом на информационную табличку и на лицевую панель корпуса аппаратуры в местах, указанных на рисунках 1-2.
Знак поверки на корпус аппаратуры не наносится.
Обозначение мест нанесения знака утверждения типа, а также схема пломбировки от несанкционированного доступа представлены на рисунке 2.
Место нанесения серийного номера

Рисунок 1 - Общий вид аппаратуры спутниковой навигации АвтоГРАФ-АСН (лицевая сторона)
Место
пломбировки
Место нанесения серийного номера

Место нанесения знака утверждения типа
Рисунок 2 - Общий
вид
аппаратуры спутниковой навигации АвтоГРАФ-АСН (тыльная сторона)
Программное обеспечениеАппаратура работает под управлением специализированного программного обеспечения (далее - ПО).
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция аппаратуры исключает возможность несанкционированного влияния на ПО аппаратуры и измерительную информацию.
Таблица 1 -
икационные данные ПО
Идентификационное данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ATGX |
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
не ниже 13.30 |
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 -
Наименование характеристики |
Значение |
Доверительные границы допускаемой абсолютной инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) определения координат местоположения в плане при работе по сигналам L1OF ГНСС ГЛОНАСС и L1C/A ГНСС GPS при скорости движения от 0 до 200 м/с и геометрическом факторе PDOP не более 3, м |
±2,5 |
Доверительные границы допускаемой абсолютной инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) определения высоты при работе по сигналам L1OF ГНСС ГЛОНАСС и L1C/A ГНСС GPS при скорости движения от 0 до 200 м/с и геометрическом факторе PDOP не более 3, м |
±4,25 |
Доверительные границы допускаемой абсолютной инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) определения скорости при работе по сигналам L1OF ГНСС ГЛОНАСС и L1C/A ГНСС GPS при скорости движения от 0 до 200 м/с и геометрическом факторе PDOP не более 3, м/с |
±0,1 |
Доверительные границы допускаемой абсолютной инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) синхронизации шкалы времени аппаратуры с национальной шкалой координированного времени UTC(SU), мкс |
±1 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики | |
Наименование характеристики |
Значение |
Напряжение питания от сети постоянного тока, В |
от 10 до 60 |
Габаритные размеры, мм, не более: | |
- длина |
138 |
- ширина |
92 |
- высота |
27 |
Масса, г, не более: |
185 |
Рабочие условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С |
от -40 до +70 |
- относительная влажность при температуре +25°С, %, не более |
93 |
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорт типографским способом и на информационную табличку корпуса аппаратуры.
Комплектность средства измеренийТаблица 4 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Аппаратура спутниковой навигации |
АвтоГРАФ-АСН |
1 шт. |
Кнопка «Сигнал бедствия» |
1 шт. | |
Антенна ГЛОНАСС/GPS |
1 шт. | |
Антенна GSM/UMTS |
2 шт. | |
Кабель питания (14-контактный) |
1 шт. | |
Кабель интерфейсный (12-контактный) |
1 шт. | |
Комплект разъема MicroFit (разъем + контакты) для подключения громкой связи |
- |
1 шт. |
Предохранитель 1А |
- |
1 шт. |
Держатель для предохранителя |
- |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации |
РЭ 26.51.20-004-78817943-2023 |
1 экз.* |
Паспорт |
ПС 26.51.20-005-78817943-2023 |
1 экз. |
* - доступно на сайте изготовителя |
приведены в разделе «Функциональная схема» документа «АвтоГРАФ-АСН. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПриказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 июня 2024 г. № 1374 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для координатно-временных средств измерений»;
ТУ 26.51.20-011-78817943-2023. Аппаратура спутниковой навигации АвтоГРАФ-АСН. Технические условия.
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью НПО «ТехноКом» (ООО НПО «ТехноКом»)
ИНН 7453151579
Адрес юридического лица: 454016, г. Челябинск, ул. Братьев Кашириных, д. 65
Телефон (факс): +7(351) 211-30-40
E-mail: info@tk-nav.ru
Web-сайт: https://www.tk-nav.ru/
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью НПО «ТехноКом» (ООО НПО «ТехноКом»)
ИНН 7453151579
Адрес: 454016, г. Челябинск, ул. Братьев Кашириных, д. 65
Телефон (факс): +7(351) 211-30-40
E-mail: info@tk-nav.ru
Web-сайт: https://www.tk-nav.ru/
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие научно-исследовательский институт физико-технических и измерений» (ФГУП «ВНИИФТРИ»)
Адрес юридического лица: 141570, Московская обл.,
рп. Менделеево, промзона ФГУП «ВНИИФТРИ», к. 11
«Всероссийский радиотехнических
г. Солнечногорск,
Адрес места осуществления деятельности: 141570, Московская обл., г. Солнечногорск, рп. Менделеево, промзона ФГУП «ВНИИФТРИ»
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30002-13.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «21» апреля 2025 г. № 776
Лист № 1
Всего листов 5
Регистрационный № 95254-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Осциллографы цифровые АКИП-4148
Назначение средства измерений
Осциллографы цифровые АКИП-4148 (далее - осциллографы)
предназначены для измерений амплитудных и временных параметров электрических сигналов и исследования их формы.
Описание средства измеренийПринцип действия осциллографов основан на высокоскоростном аналого-цифровом преобразовании входного сигнала в реальном времени, цифровой обработке его с помощью микропроцессора и записи в память. В результате обработки сигнала выделяется его часть, отображаемая на экране.
Основные узлы осциллографов: аттенюатор, блок нормализации сигналов, АЦП, ЦАП, микропроцессор, устройство управления, запоминающее устройство, усилитель, схема синхронизации, генератор развертки, клавиатура, цветной сенсорный дисплей.
Осциллографы обеспечивают визуальное наблюдение, автоматическую или ручную установку размеров изображения, цифровое запоминание, цифровое и/или курсорное измерение амплитудных и временных параметров электрических сигналов. Каждый канал осциллографов осуществляет независимую цифровую обработку и запоминание сигналов.
Конструктивно осциллографы представляют собой компактные моноблочные переносные радиоизмерительные приборы с внешним сетевым блоком питания (имеется возможность работы от аккумулятора).
Осциллографы выпускаются в четырех модификациях: АКИП-4148/1, АКИП-4148/2, АКИП-4148/1А, АКИП-4148/2А. Модификации различаются полосой пропускания и
разрядностью аналого-цифрового преобразователя (АЦП) осциллографа. Для осциллографов доступны опции декодирования сигналов: I2C, SPI, UART, CAN и интерфейс WiFi.
На лицевой панели осциллографов расположены жидкокристаллический дисплей, функциональные клавиши, универсальные поворотные переключатели. На верхней панели расположены входные разъемы измерительных каналов осциллографа. На боковой панели расположены выход синхронизации, выход компенсатора пробника, разъемы интерфейсов USB и LAN, разъем питания. На задней панели расположена ручка для переноски.
Серийный номер, идентифицирующий каждый экземпляр осциллографов, в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится методом печати при помощи наклейки, размещаемой на обратной стороне корпуса.
Общий вид осциллографов, места нанесения знака утверждения типа и серийного номера представлены на рисунке 1.
Опломбирование осциллографов не предусмотрено.
Конструкция осциллографов не предусматривает нанесения знака поверки.

Общий вид спереди
Вид сбоку

Вид сверху
Рисунок 1 - Общий вид осциллографов, место нанесения знака утверждения типа (А) и серийного номера (Б)
Вид сзади
Программное обеспечение осциллографов служит для управления режимами работы, обработки цифровых данных, их отображения на дисплее, осуществления дистанционного управления и вспомогательных функций.
Уровень защиты программного обеспечения «средний» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 -
данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
отсутствует |
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
не ниже V1.0.0 |
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 -
Наименование характеристики |
Значение |
Число входных каналов |
4 |
Разрядность АЦП, бит АКИП-4148/1, АКИП-4148/2 |
8 |
АКИП-4148/1А, АКИП-4148/2А |
8/12/141) |
Максимальная частота дискретизации, ГГц | |
- на канал |
0,52) |
0,253) | |
- в режиме объединения каналов |
0,14) |
1,02) | |
0,53) | |
Канал вертикального отклонения | |
Входное сопротивление, МОм |
1 (±0,02) |
Максимальное входное напряжение, В - напряжение переменного тока (пиковое значение) с |
400 |
постоянной составляющей | |
Диапазон установки коэффициента отклонения (Ко), мВ/дел (выбор с шагом 1-2-5) |
от 1 до 1 •Ю4 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения постоянного напряжения и импульсного напряжения частотой до 100 кГц, мВ - при Ко 1 мВ/дел |
±(0,04^10[дел]^ Ко[мВ/дел]+1 )2) ±(0,03 •10[дел] •Ко[мВ/дел]+1)3) 4) |
- при Ко больше 1 мВ/дел |
±(0,03 •10[дел] •Ко[мВ/дел]+1)2) ±(0,02^10[дел] •Ко[мВ/дел]+1)3) 4) |
Полоса пропускания по уровню -3 дБ, МГц, не менее - АКИП-4148/1, АКИП-4148/1А |
70 |
- АКИП-4148/2, АКИП-4148/2А |
100 |
Время нарастания переходной характеристики, нс, не более - АКИП-4148/1, АКИП-4148/1А |
5 |
- АКИП-4148/2, АКИП-4148/2 А |
3,5 |
Диапазоны установки постоянного смещения в зависимости от значения коэффициента отклонения, В от 1 до 50 мВ/дел |
±2 |
от 100 мВ/дел до 1 В/дел |
±20 |
от 1 до 10,00 В/дел |
±200 |
Диапазон установки коэффициентов развертки, с/дел (выбор с шагом 1-2-5) |
от 2^10'9 до 1 •Ю3 |
Лист № 4 Всего листов 5 | |
Продолжение таблицы 2 | |
Наименование характеристики |
Значение |
Канал горизонтального отклонения | |
Пределы допускаемой относительной погрешности частоты внутреннего опорного генератора |
±1^10-5 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения временных интервалов, с |
±(5р^Тизм+2/Рд+0,6 нс) |
Примечания:
5f - относительная погрешность частоты внутреннего опорного генератора; Тизм - измеренный временной интервал, с; Рд - частота дискретизации, Гц; Ко - значение коэффициента отклонения, мВ/дел. |
Таблица 3 - Технические
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Напряжение питания, В:
|
от 100 до 240 7,4 |
Потребляемая мощность, Вт, не более |
15 |
Габаритные размеры (ширина х высота х глубина), мм, не более |
270x191x48 |
Масса, кг, не более |
1,7 |
Рабочие условия применения:
|
от 0 до +40 80 |
Таблица 4 - Показатели надежности
Наименование характеристики |
Значение |
Средний срок службы, лет, не более |
5 |
Средняя наработка на отказ, ч, не более |
10000 |
наносится на переднюю панель осциллографов методом наклейки и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Осциллограф |
АКИП-41481) |
1 |
Адаптер питания |
1 | |
Кабель microUSB |
1 | |
Щупы осциллографические |
4 | |
Сумка для транспортировки |
1 | |
Руководство по эксплуатации |
1 | |
Примечание: | ||
1) - модификация по заказу. |
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в п. 19 «Автоматические измерения» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 г. № 3463 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений импульсного электрического напряжения»;
Стандарт предприятия «Осциллографы цифровые АКИП-4148».
ПравообладательFujian Lilliput Optoelectronics Technology Co., Ltd., Китай
Адрес: No. 19, Heming Road, Lantian Industrial Zone Zhangzhou 363005 China Телефон: +86 596 213 0430
Факс: +86 596 210 9272
Web-сайт: http://www.owon.com
ИзготовительFujian Lilliput Optoelectronics Technology Co., Ltd., Китай
Адрес: No. 19, Heming Road, Lantian Industrial Zone Zhangzhou 363005 China Телефон: +86 596 213 0430
Факс: +86 596 210 9272
Web-сайт: http://www.owon.com
Испытательный центрАкционерное общество «Приборы, Сервис, Торговля» (АО «ПриСТ)
Адрес: 111141, г. Москва, ул. Плеханова, д. 15А
Телефон: +7(495) 777-55-91
Факс: +7(495) 640-30-23
E-mail: prist@prist.ru
Web-сайт: http://www.prist.ru
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314740.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «21» апреля 2025 г. № 776
Регистрационный № 95255-25
Лист № 1
Всего листов 21
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Газоанализаторы стационарные ОЛИМП
Газоанализаторы стационарные ОЛИМП (далее - газоанализаторы) предназначены для измерений объемной доли горючих газов, водорода, кислорода, диоксида углерода и концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны.
Принцип действия газоанализаторов определяется типом используемого сенсора:
-
- с термокаталитическим сенсором на горючие газы в воздухе - термокаталитический -основан на тепловых эффектах протекающих химических реакций;
-
- с оптическим сенсором на горючие на поглощении молекулами определяемого области спектра;
-
- с электрохимическим сенсором
газы газа
и диоксид углерода - оптический - основан энергии светового потока в инфракрасной
на
токсичные газы, водород, кислород -параметров электродов,
электрохимический - основан на изменении электрических находящихся в контакте с электролитом, в присутствии определяемого газа;
-
- с фотоионизационным сенсором на токсичные газы - фотоионизационный - основан на ионизации молекул органических и неорганических веществ фотонами высокой энергии.
Газоанализаторы являются стационарными одноканальными приборами непрерывного действия.
Конструктивно газоанализаторы состоят из корпуса, в котором размещен сенсор: (оптический, термокаталитический, электрохимический, фотоионизационный). Газоанализатор выпускается с органами управления. Сенсоры имеют встроенную флэш-память, в которой хранятся градуировочные коэффициенты и прочие настроечные параметры, которые при подключении к газоанализатору автоматически считываются микропроцессором.
Газоанализаторы выпускаются в двух моделях - ОЛИМП-1, ОЛИМП-2, которые отличаются конструктивным исполнением. Газоанализаторы мод. ОЛИМП-1 изготавливают в корпусе из алюминиевого сплава, газоанализаторы мод. ОЛИМП-2 - в корпусе из нержавеющей стали.
Способ отбора пробы - диффузионный.
Выходными сигналами газоанализаторов являются:
-
- показания цифрового дисплея;
-
- унифицированный аналоговый выходной сигнал от 4 до 20 мА в диапазоне показаний;
-
- цифровой сигнал, интерфейс RS 485 с протоколом Modbus RTU;
-
- цифровой интерфейс, протокол HART;
-
- замыкание и размыкание контактов реле («сухой контакт») или 3-х («низкий», «высокий», «аварийный») программно конфигурируемых уровней;
-
- размыкание и замыкание контактов реле («сухой контакт») при отключении, перегрузке и неисправности газоанализатора.
Газоанализаторы имеют жидкокристаллический монохромный цифровой дисплей с подсветкой, обеспечивающий отображение:
-
- результатов измерений содержания определяемого компонента, химическую формулу и единицы измерений;
-
- установленных значений порогов срабатывания сигнализации;
-
- графических диаграмм регистрации результатов измерений в течение фиксированного интервала времени;
-
- состояния беспроводной связи.
Питание газоанализаторов осуществляется от источника напряжения постоянного тока номинальным напряжением 24 В в диапазоне от 18 до 32 В.
Общий вид газоанализаторов приведен на рисунке 1.
Пломбирование и нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер газоанализаторов наносится на идентификационную табличку (рисунок 2), закрепленную на корпусе газоанализаторов, в месте, указанном на рисунке 1, и имеет цифровой формат. Способ нанесения маркировки - лазерная гравировка.

Место нанесения заводского номера

А - Общий вид газоанализаторов стационарных Б - Общий вид газоанализаторов стационарных ОЛИМП ОЛИМП
мод. ОЛИМП-1 мод. ОЛИМП-2
Рисунок 1 - Общий вид газоанализаторов стационарных ОЛИМП
ООО ИНТЕРГАЗ-ПРИБОР

ОЛИМП
Газоанализатор стационарный
ОЛИМП-1
1Ех dbllCTSGb
-60+60 5CIP6S
Питание 24Б
Определяемый комп.:_______
Измерения:____
Зав, N9:_________________________
Дата:__________________________
Рисунок 2 - Идентификационная табличка
Программное обеспечениеГазоанализаторы имеют встроенное программное обеспечение (далее - ПО) и имеют защиту ПО от преднамеренных или непреднамеренных изменений. ПО предназначено для просмотра состояния прибора, для изменения конфигурации и калибровки газоанализатора.
Уровень защиты встроенного ПО «средний» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 -
ПО
данные
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
S002 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже |
V1.00 |
Цифровой идентификатор ПО |
- |
Метрологические и основные технические характеристики газоанализаторов приведены в таблицах 2 - 7, показатели надежности - в таблице 8.
Таблица 2 - Метрологические характеристики газоанализаторов с термокаталитическим
Определяемый компонент |
Диапазон показаний1) объемной доли определяемого компонента, % |
Диапазон измерений2) объемной доли определяемого компонента3), % |
Пределы допускаемой основной4) абсолютной погрешности, объемная доля определяемого компонента, % |
Время установления показаний Т0,9, с, не более |
Метан |
от 0 до 4,4 |
от 0 до 2,2 |
± 0,22 |
15 |
СН4 | ||||
Пропан СзН8 |
от 0 до 1,7 |
от 0 до 0,85 |
± 0,085 |
15 |
Определяемый компонент |
Диапазон показаний1) объемной доли определяемого компонента, % |
Диапазон измерений2) объемной доли определяемого компонента3), % |
Пределы допускаемой основной4) абсолютной погрешности, объемная доля определяемого компонента, % |
Время установления показаний Т0,9, с, не более |
Водород Н2 |
от 0 до 4 |
от 0 до 2 |
± 0,2 |
30 |
Г ексан С6Н14 |
от 0 до 1 |
от 0 до 0,5 |
± 0,05 |
35 |
Ацетилен С2Н2 |
от 0 до 2,3 |
от 0 до 1,15 |
± 0,115 |
35 |
Акрилонитрил C3H3N |
от 0 до 2,8 |
от 0 до 1,4 |
± 0,14 |
35 |
|
Таблица 3 - Метрологические характеристики газоанализаторов с электрохимическим
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной1) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | ||
абсолютной |
относительной | ||||
Кислород (О2) |
от 0 до 30 % |
±0,5 % |
- |
20 | |
Оксид углерода (СО) |
от 0 до 50 млн 1 |
от 0 до 15 млн-1 включ. |
±1,5 млн-1 |
- |
30 |
св. 15 до 50 млн-1 |
- |
±10 % |
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной1) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | ||
абсолютной |
относительной | ||||
Оксид углерода (СО) |
от 0 до 500 млн 1 |
от 0 до 40 млн-1 включ. |
±4 млн-1 |
- |
30 |
св. 40 до 500 млн-1 |
- |
±10 % | |||
от 0 до 2000 млн-1 |
от 0 до 40 млн-1 включ. |
±4 млн-1 |
- |
30 | |
св. 40 до 2000 млн-1 |
- |
±10 % | |||
от 0 до 5000 млн 1 |
от 0 до 50 млн-1 включ. |
±5 млн-1 |
- |
30 | |
св. 50 до 5000 млн-1 |
- |
±10 % | |||
Сероводород (H2S) |
от 0 до 10 млн 1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,2 млн-1 |
- |
30 |
св. 1 до 10 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 100 млн 1 |
от 0 до 7,5 млн-1 включ. |
±1,5 млн-1 |
- |
30 | |
св. 7,5 до 100 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 2000 млн 1 |
от 0 до 15 млн-1 включ. |
±3 млн-1 |
- |
25 | |
св. 15 до 2000 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Хлор (CI2) |
от 0 до 10 млн 1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,2 млн-1 |
- |
60 |
св. 1 до 10 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 50 млн 1 |
от 0 до 5 млн-1 включ. |
±1,0 млн-1 |
- |
120 | |
св. 5 до 50 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 200 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±1,0 млн-1 |
- |
30 | |
св. 10 до 200 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Цианистый водород (HCN) |
от 0 до 10 млн 1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,1 млн-1 |
- |
70 |
св. 1 до 10 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 30 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
70 | |
св. 10 до 30 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 50 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
120 | |
св. 10 до 50 млн-1 |
- |
±20 % |
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной1) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | ||
абсолютной |
относительной | ||||
Цианистый водород (HCN) |
от 0 до 100 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
120 |
св. 10 до 100 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Аммиак (NH3) |
от 0 до 100 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
40 |
св. 10 до 100 млн-1 |
- |
20 % | |||
от 0 до 300 млн 1 |
от 0 до 20 млн-1 включ. |
±4 млн-1 |
- |
40 | |
св. 20 до 300 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 1000 млн 1 |
от 0 до 30 млн-1 включ. |
±6 млн-1 |
- |
60 | |
св. 30 до 1000 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Диоксид серы (SO2) |
от 0 до 20 млн 1 |
от 0 до 2,5 млн-1 включ. |
±0,5 млн-1 |
- |
30 |
св. 2,5 до 20 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 2000 млн-1 |
от 0 до 50 млн-1 включ. |
±10 млн-1 |
- |
40 | |
св. 50 до 2000 млн-1 включ. |
- |
±20 % | |||
Оксид азота (NO) |
от 0 до 250 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
40 |
св. 10 до 250 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 2000 млн-1 |
от 0 до 100 млн-1 включ. |
±20 млн-1 |
- |
60 | |
св. 100 до 2000 млн-1 включ. |
- |
±20 % | |||
Диоксид азота (NO2) |
от 0 до 30 млн-1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,2 млн-1 |
- |
30 |
св. 1 до 30 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 2000 млн-1 |
от 0 до 100 млн-1 включ. |
±20 млн-1 |
- |
60 | |
св. 100 до 2000 млн-1 включ. |
- |
±20 % | |||
Водород (H2) |
от 0 до 2 % |
от 0 до 2 % |
±0,1 % |
- |
60 |
от 0 до 1000 млн-1 |
от 0 до 1000 млн-1 |
±20 млн-1 |
- |
70 | |
Фтор (F2) |
от 0 до 1 млн-1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,04 млн-1 |
- |
80 |
Арсин (ASH3) |
от 0 до 1 млн-1 |
от 0 до 1 млн-1 |
±0,06 млн-1 |
- |
30 |
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной1) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | ||
абсолютной |
относительной | ||||
Фосфин (РНз) |
от 0 до 5 млн 1 |
от 0 до 0,3 млн-1 включ. |
±0,06 млн-1 |
- |
30 |
св. 0,3 до 5 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 1000 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
60 | |
св. 10 до 1000 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Моносилан (SiH4) |
от 0 до 50 млн-1 |
от 0 до 5 млн-1 включ. |
±1 млн-1 |
- |
60 |
св. 5 до 50 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Хлороводород (HCl) |
от 0 до 30 млн-1 |
от 0 до 2 млн-1 включ. |
±0,4 млн-1 |
60 | |
св. 2 до 30 млн-1 |
±20 % | ||||
Фтороводород (HF) |
от 0 до 10 млн-1 |
от 0 до 2 млн-1 включ. |
±0,4 млн-1 |
90 | |
св. 2 до 10 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Карбонилхлори д (COCI2) |
от 0 до 1 млн-1 |
от 0 до 1 млн-1 |
±0,15 млн-1 |
- |
120 |
Метилмеркапта н (CH3SH) |
от 0 до 10 млн-1 |
от 0 до 10 млн-1 |
±2 млн-1 |
- |
40 |
Озон (O3) |
от 0 до 0,25 млн-1 |
от 0 до 0,25 млн-1 |
±0,04 млн-1 |
- |
60 |
Бром (Br2) |
от 0 до 5 млн 1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,2 млн-1 |
- |
50 |
св. 1 до 5 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Формальдегид (CH2O) |
от 0 до 10 млн 1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,2 млн-1 |
- |
80 |
св. 1 до 10 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Этилмеркаптан (C2H5SH) |
от 0 до 14 млн-1 |
от 0 до 14 млн-1 |
±0,4 млн-1 |
- |
90 |
Этиленоксид (C2H4О) |
от 0 до 100 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
150 |
св. 10 до 100 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Этилен (С2H4) |
от 0 до 100 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
60 |
св. 10 до 100 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Метанол (СНзОН) |
от 0 до 200 млн 1 |
от 0 до 20 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
200 |
св. 20 до 200 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Этанол (C2H6O) |
от 0 до 200 млн 1 |
от 0 до 20 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
30 |
св. 20 до 200 млн-1 |
- |
±20 % |
с оптическим
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной2) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | ||
абсолютной |
относитель ной | ||||
Диоксид углерода (CO2) |
от 0 до 1,5 % |
от 0 до 1,5 % |
±0,1 % |
- |
20 |
от 0 до 2,5 % |
от 0 до 2,0 % включ. |
±0,1 % |
- |
20 | |
св. 2,0 до 2,5 % |
- |
5 % | |||
от 0 до 5 % |
от 0 до 2,0 % включ. |
±0,1 % |
- |
20 | |
св. 2,0 до 5 % |
- |
5 % | |||
Пропан (СзH8) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,7 %) |
от 0 до 60 % НКПР включ. (от 0 до 1,01 % включ.) |
± 3 % НКПР (± 0,05 %) |
- |
20 |
св. 60 до 100 % НКПР (св. 1,01 до 1,7 %) |
- |
±5 % | |||
Метан (CH4) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 4,4 %) |
от 0 до 60 % НКПР включ. (от 0 до 2,64 % включ.) |
± 3 % НКПР (±0,13 % ) |
- |
20 |
св. 60 до 100 % НКПР (св. 2,64 до 4,4 %) |
- |
±5 % |
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной2) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | ||
абсолютной |
относитель ной | ||||
Этан (С2Нб) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,4 %) |
от 0 до 60 % НКПР включ. (от 0 до 1,5 % включ.) |
±3 % НКПР (± 0,075 %) |
- |
20 |
св. 60 до 100 % НКПР (св. 1,5 до 2,4 %) |
- |
±5 % | |||
н-гексан (СбН14) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,0 %) |
от 0 до 60 % НКПР включ. (от 0 до 0,6 % включ.) |
±3 % НКПР (± 0,03 %) |
- |
20 |
св. 60 до 100 % НКПР (св. 0,6 до 1,0 %) |
- |
±5 % | |||
н-бутан (С4Н10) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,4 %) |
от 0 до 60 % НКПР включ. (от 0 до 0,84 % включ.) |
±3 % НКПР (± 0,04 %) |
- |
20 |
св. 60 до 100 % НКПР (св. 0,84 до 1,4 %) |
- |
±5 % | |||
Изобутан (С4H1o) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,3 %) |
от 0 до 60 % НКПР включ. (от 0 до 0,78 % включ.) |
±3 % НКПР (± 0,04 %) |
- |
20 |
св. 60 до 100 % НКПР (св. 0,78 до 1,3 %) |
- |
±5 % | |||
Пентан (С5H12) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,1 %) |
от 0 до 60 % НКПР включ. (от 0 до 0,84 % включ.) |
±3 % НКПР (± 0,04 %) |
- |
20 |
св. 60 до 100 % НКПР (св. 0,84 до 1,1 %) |
- |
±5 % |
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной2) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | ||
абсолютной |
относитель ной | ||||
Пропилен (СзНб) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,0 %) |
от 0 до 60 % НКПР включ. (от 0 до 1,2 % включ.) |
±3 % НКПР (± 0,06 %) |
- |
20 |
св. 60 до 100 % НКПР (св. 1,2 до 2,0 %) |
- |
±5 % | |||
Метанол (СНзОН) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 3 %) |
±5 % НКПР (± 0,3 %) |
- |
20 | |
Толуол (метилбензол, C7H8) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,5 %) |
±5 % НКПР (± 0,05 %) |
- |
20 | |
Этиленоксид (C2H4O) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 1,3 %) |
±5 % НКПР (± 0,13 %) |
- |
20 | |
Бензол (СбНб) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,2 %) |
от 0 до 60 % НКПР включ. (от 0 до 0,72 % включ.) |
±3 % НКПР (± 0,04 %) |
- |
20 |
св. 60 до 100 % НКПР (св. 0,72 до 1,2 %) |
- |
±5 % | |||
Ацетон ((СНз)2СО) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 1,25 %) |
±5 % НКПР (± 0,125 %) |
- |
20 | |
Этилен (С2Н4) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,3 %) |
от 0 до 60 % НКПР включ. (от 0 до 1,4 % включ.) |
±3 % НКПР (± 0,07 % включ.) |
- |
20 |
св. 60 до 100 % НКПР (от 1,4 до 2,3 %) |
- |
±5 % | |||
н-октан (C8H18) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,4 %) |
±5 % НКПР (± 0,04 %) |
- |
35 | |
Этанол (С2Н5ОН) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 1,55 %) |
±5 % НКПР (± 0,155 %) |
- |
20 | |
Метилтретбутило вый эфир (МТБЭ, СНзСО(СНз)) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,75 %) |
±5 % НКПР (± 0,075 %) |
- |
35 |
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной2) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | ||
абсолютной |
относитель ной | ||||
н-гептан (C7H6) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,1 %) |
от 0 до 60 % НКПР включ. (от 0 до 0,66 %) |
±3 % НКПР (± 0,033 %) |
- |
20 |
св. 60 до 100 % НКПР (св. 0,66 до 1,1 %) |
- |
±5 % | |||
Нонан (C9H2) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,35 %) |
±5 % НКПР (±0,035 %) |
- |
35 | |
Декан (C10H22) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,35 %) |
±5 % НКПР (± 0,035 %) |
- |
35 | |
Стирол (C8H8) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,1 %) |
от 0 до 60 % НКПР включ. (от 0 до 0,66 %) |
±3 % НКПР (± 0,033 %) |
- |
35 |
св.60 до 100 % НКПР (от 0,66 до 1,1 %) |
- |
±5 % | |||
Этилацетат (CH3COOCH2C H3) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 1,1 %) |
±5 % НКПР (± 0,11%) |
- |
35 | |
Бензин автомобильный3)4) |
от 0 до 50 % НКПР |
±5 % НКПР |
- |
35 | |
Топливо дизельное3)5) |
от 0 до 50 % НКПР |
±5 % НКПР |
- |
35 | |
Керосин3)6) |
от 0 до 50 % НКПР |
±5 % НКПР |
- |
35 | |
Уайт-спирит3)7) |
от 0 до 50 % НКПР |
±5 % НКПР |
- |
35 | |
Топливо для реактивных двигателей3)8) |
от 0 до 50 % НКПР |
±5 % НКПР |
- |
35 | |
Бензин авиационный3)9) |
от 0 до 50 % НКПР |
±5 % НКПР |
- |
35 | |
Бензин 3 неэтилированный )10) |
от 0 до 50 % НКПР |
±5 % НКПР |
- |
35 | |
1-бутен (С4Н8) |
от 0 до 50 % НКПР от 0 до 0,7 %) |
±5 % НКПР (±0,07 %) |
- |
5 | |
Циклопентан (С5Н10) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,7 %) |
±5 % НКПР (±0,07 %) |
- |
15 | |
Циклогексан (С6Н12) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,6 %) |
±5 % НКПР (±0,06 %) |
- |
15 |
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной2) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | |
абсолютной |
относитель ной | |||
Изобутилен (i-C4H8) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,8 %) |
±5 % НКПР (±0,08 %) |
- |
15 |
Изопропен (С5Н8) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,85 %) |
±5 % НКПР (±0,085 %) |
- |
15 |
Этилбензол (CsHio) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,5 %) |
±5 % НКПР (±0,05 %) |
- |
35 |
Бутилацетат (С6Н12О2) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,6 %) |
±5 % НКПР (±0,06 %) |
- |
35 |
1,3-бутадиен (дивинил) (С4Н6) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,4 %) |
±5 % НКПР (±0,07 %) |
- |
15 |
1,2-дихлорэтан (C2H4CI2) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 3,1 %) |
±5 % НКПР (±0,31 %) |
- |
35 |
Диметилсульфид (C2H5SH) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 1,1 %) |
±5 % НКПР (±0,11 %) |
- |
35 |
1-гексен (С6Н12) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,6 %) |
±5 % НКПР (±0,06 %) |
- |
35 |
1-бутанол (С4Н9ОН) |
от 0 до 50% НКПР (от 0 до 0,7 %) |
±5 % НКПР (±0,07 %) |
- |
35 |
Винилхлорид (C2H3Cl) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 1,8 %) |
±5 % НКПР (±0,18 %) |
- |
35 |
Циклопропан (С3Н6) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 1,2 %) |
±5 % НКПР (±0,12 %) |
- |
35 |
Диэтиловый эфир (С4Н10О) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,85 %) |
±5 % НКПР (±0,085 %) |
- |
35 |
Пропиленоксид (С3Н6О) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,95 %) |
±5 % НКПР (±0,095 %) |
- |
35 |
Хлорбензол (С6Н5С1) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,65 %) |
±5 % НКПР (±0,065 %) |
- |
35 |
2-метил- 2пропанол (С4Н10О) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,9 %) |
±5 % НКПР (±0,09 %) |
- |
35 |
2-бутанон (Метилэтилкетон) (С4Н8О) |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 0,9 %) |
±5 % НКПР (±0,09 %) |
- |
35 |
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной2) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | |
абсолютной |
относитель ной | |||
Сумма углеводородов по метану СхНу |
от 0 до 50 % НКПР (от 0 до 2,2 %) |
±5 % НКПР (±0,22 %) |
- |
35 |
-
1) Значения НКПР для горючих газов и паров в соответствии с 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 нефтепродуктов являются смесью углеводородов. Газоанализаторы на пары нефтепродуктов градуируются по конкретной марке топлива, с указанием марки в паспорте на прибор.
-
4) Бензин автомобильный по ГОСТ Р 51866-2002.
-
5) Топливо дизельное по ГОСТ 305-2013.
-
6) Керосин по ТУ 38.401-58-8-90, ОСТ 38 01408-86.
-
7) Уайт-спирит по ГОСТ 3134-78.
-
8) Топливо для реактивных двигателей по ГОСТ 10227-86.
-
9) Бензин авиационный по ГОСТ 1012-2013.
-
10) Бензин неэтилированный по ГОСТ Р 51866-2002.
Таблица 5 - Метрологические характеристики газоанализаторов с фотоионизационным
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной1) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | ||
абсолютной |
относитель ной | ||||
Бензол (СбНб) |
от 0 до 7 млн-1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,2 млн-1 |
- |
25 |
св. 1 до 7 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 100 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 | |
св. 10 до 100 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 1000 млн 1 |
от 0 до 100 млн-1 включ. |
± 20 млн-1 |
- |
25 | |
св. 100 до 1000 млн-1 |
- |
±20 % |
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной1) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | ||
абсолютной |
относитель ной | ||||
Уксусная кислота (C2H4O2) |
от 0 до 20 млн 1 |
от 0 до 0,5 млн-1 включ. |
±0,1 млн-1 |
- |
25 |
св. 0,5 до 20 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 200 млн 1 |
от 0 до 0,5 млн-1 включ. |
±0,1 млн-1 |
- |
25 | |
св. 0,5 до 200 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Изобутилен (2-Метилпропен) [i-C4H8] |
от 0 до 2 млн-1 |
от 0 до 0,1 млн-1 включ. |
±0,02 млн-1 |
- |
25 |
св. 0,1 до 2 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 20 млн 1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,2 млн-1 | |||
св. 1 до 20 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 200 млн-1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- | ||
св. 10 до 200 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 2000 млн-1 |
от 0 до 50 млн-1 включ. |
±10 млн-1 |
- | ||
св. 50 до 2000 млн- 1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 10000 млн-1 |
от 0 до 100 млн-1 включ. |
±20 млн-1 |
- | ||
св. 100 до 10000 млн-1 |
- |
±20 % | |||
о-ксилол (диметилбензол) [СбН4(СНз)2] |
от 0 до 10 млн-1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,2 млн-1 |
- |
25 |
св. 1 до 10 млн-1 |
- |
±20 % | |||
о-ксилол (диметилбензол) [C6H4(CH3)2] |
от 0 до 100 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- | |
св. 10 до 100 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Арсин (ASH3) |
от 0 до 5 млн-1 |
от 0 до 0,05 млн-1 включ. |
±0,01 млн-1 |
- |
25 |
св. 0,05 до 5 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Фосфин (РН3) |
от 0 до 5 млн-1 |
от 0 до 0,1 млн-1 включ. |
±0,02 млн-1 |
- |
25 |
св. 0,1 до 5 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Нафталин (С10Н8) |
от 0 до 7 млн-1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,2 млн-1 |
- |
25 |
св. 1 до 7 млн-1 |
- |
±20 % |
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной1) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | ||
абсолютной |
относитель ной | ||||
Трихлорэтилен (C2HCI3) |
от 0 до 0,5 млн-1 |
от 0 до 0,05 млн-1 включ. |
±0,01 млн-1 |
- |
25 |
св. 0,05 до 0,5 млн- 1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 5 млн 1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,2 млн-1 |
- |
25 | |
св. 1 до 5 млн-1 |
- |
±20 % | |||
н-гексан (СбН14) |
от 0 до 150 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 |
св. 10 до 150 млн-1 |
- |
±20 % | |||
н-бутан (С4Н10) |
от 0 до 700 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 |
св. 10 до 700 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Изобутан (С4Н10) |
от 0 до 130 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 |
св. 10 до 130 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Пентан (С5Н12) |
от 0 до 150 млн-1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 |
св. 10 до 150 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Пропилен (СзНб) |
от 0 до 200 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 |
св. 10 до 200 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Этиленоксид (C2H4О) |
от 0 до 30 млн 1 |
от 0 до 0,5 млн-1 включ. |
±0,1 млн-1 |
- |
25 |
св. 0,5 до 30 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Ацетон ((CHз)2СО) |
от 0 до 200 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 |
св. 10 до 200 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Этилен (С2Н4) |
от 0 до 180 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 |
св. 10 до 180 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Октан (C8H18) |
от 0 до 400 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 |
св. 10 до 400 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Фенол (C6H5OH) |
от 0 до 1,5 млн-1 |
от 0 до 0,05 млн-1 включ. |
±0,01 млн-1 |
- |
25 |
св. 0,05 до 1,5 млн- 1 |
- |
±20 % |
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной1) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | ||
абсолютной |
относитель ной | ||||
Фенол (C6H5OH) |
от 0 до 15 млн 1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,2 млн-1 |
- |
25 |
св. 1 до 15 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 150 млн-1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- | ||
св. 10 до 150 млн-1 |
- |
±20 % | |||
н-гептан (C7H16) |
от 0 до 400 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 |
св. 10 до 400 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Этилацетат (C4H8O2) |
от 0 до 8 млн-1 |
от 0 до 0,05 млн-1 включ. |
±0,01 млн-1 |
- |
25 |
св. 0,05 до 8 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Бензин автомобильный (по изобутилену) |
от 0 до 2000 млн-1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 |
св. 10 до 2000 млн- 1 |
- |
±20 % | |||
Топливо дизельное (по изобутилену) |
от 0 до 2000 млн-1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 |
св. 10 до 2000 млн- 1 |
- |
±20 % | |||
Керосин (по изобутилену) |
от 0 до 2000 млн-1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 |
св. 10 до 2000 млн- 1 |
- |
±20 % | |||
Уайт-спирит (по изобутилену) |
от 0 до 2000 млн-1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 |
св. 10 до 2000 млн- 1 |
- |
±20 % | |||
n-Бутанол (С4Н9ОН) |
от 0 до 7 млн-1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,2 млн-1 |
- |
25 |
св. 1 до 7 млн-1 |
- |
±20 % |
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной1) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | ||
абсолютной |
относитель ной | ||||
Этилбензол (CsHio) |
от 0 до 1 млн-1 |
от 0 до 0,01 млн-1 включ. |
±0,002 млн-1 |
- |
25 |
св. 0,01 до 1 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 100 млн 1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,2 млн-1 |
- |
25 | |
св. 1 до 100 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 1000 млн-1 |
от 0 до 100 млн-1 включ. |
± 20 млн-1 |
- |
25 | |
св. 100 до 1000 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Стирол (С8Н8) |
от 0 до 5 млн-1 |
от 0 до 0,5 млн-1 включ. |
±0,1 млн-1 |
- |
25 |
св. 0,5 до 5 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 50 млн 1 |
от 0 до 0,5 млн-1 включ. |
±0,1 млн-1 |
- |
25 | |
св. 0,5 до 50 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 500 млн-1 |
от 0 до 100 млн-1 включ. |
± 20 млн-1 |
- |
25 | |
св. 100 до 500 млн- 1 |
- |
±20 % | |||
Оксид азота (NO) |
от 0 до 10 млн 1 |
от 0 до 0,5 млн-1 включ. |
±0,1 млн-1 |
- |
25 |
св. 0,5 до 10 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Метилмеркаптан (CH3SH) |
от 0 до 1 млн-1 |
от 0 до 0,1 млн-1 включ. |
±0,02 млн-1 |
- |
25 |
св. 0,1 до 1 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Винилхлорид (C2H3Cl) |
от 0 до 3 млн-1 |
от 0 до 0,5 млн-1 включ. |
±0,1 млн-1 |
- |
25 |
св. 0,5 до 3 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 30 млн 1 |
от 0 до 4 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
25 | |
св. 4 до 30 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Винилхлорид (C2H3Cl) |
от 0 до 300 млн- 1 |
от 0 до 100 млн-1 включ. |
± 20 млн-1 |
- |
25 |
св. 100 до 300 млн- 1 |
- |
±20 % | |||
н-пропилацетат (C5H10O2) |
от 0 до 5 млн-1 |
от 0 до 2 млн-1 включ. |
±0,4 млн-1 |
25 | |
св. 2 до 10 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 50 млн 1 |
от 0 до 5 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- | ||
св. 5 до 50 млн-1 |
- |
±20 % |
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной1) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | ||
абсолютной |
относитель ной | ||||
Эпихлоргидрин (C3H5C10) |
от 0 до 10 млн 1 |
от 0 до 0,5 млн-1 включ. |
±0,1 млн-1 |
- |
25 |
св. 0,5 до 10 млн-1 |
- |
±20 % | |||
N, N-диметилацетами д (морфолин) (C4H9NO) |
от 0 до 5 млн 1 |
от 0 до 0,5 млн-1 включ. |
±0,1 млн-1 |
- |
100 |
св. 0,5 до 5 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Хлористый бензил (C7H7CI) |
от 0 до 1 млн-1 |
от 0 до 0,2 млн- 1 включ. |
±0,04 млн-1 |
- |
40 |
св. 0,2 до 1 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Фурфуриловый спирт (C5H6O2) |
от 0 до 1 млн-1 |
от 0 до 0,1 млн-1 включ. |
±0,02 млн-1 |
- |
60 |
св. 0,1 до 1 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Этанол (С2Н5ОН) |
от 0 до 20 млн 1 |
от 0 до 2 млн-1 включ. |
±0,4 млн-1 |
- |
40 |
св. 2 до 20 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 200 млн- 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- | ||
св. 10 до 200 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 2000 млн-1 |
от 0 до 100 млн-1 включ. |
± 20 млн-1 |
- | ||
св. 100 до 2000 млн-1 |
- |
±20 % | |||
2-Аминоэтанол (C2H7NO) |
от 0 до 5 млн-1 |
от 0 до 0,2 млн-1 включ. |
±0,04 млн-1 |
- |
100 |
св. 0,2 до 5 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Толуол (C7H8) |
от 0 до 10 млн 1 |
от 0 до 2 млн-1 включ. |
±0,4 млн-1 |
- |
40 |
св. 2 до 10 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 100 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- | ||
св. 10 до 100 млн-1 |
- |
±20 % | |||
Моноэтаноламин (C2H7NO) |
от 0 до 5 млн-1 |
от 0 до 0,25 млн-1 включ. |
±0,05 млн-1 |
- |
120 |
св. 0,25 до 5 млн-1 |
- |
±20 % | |||
от 0 до 50 млн 1 |
от 0 до 0,25 млн-1 включ. |
±0,05 млн-1 |
- | ||
св. 0,25 до 50 млн-1 |
- |
±20 % |
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной1) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | |
абсолютной |
относитель ной | |||
1) Основная погрешность нормирована при условиях:
|
Таблица 6 - Дополнительные
Наименование характеристики |
Значение |
Пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения температуры окружающей среды от -60 °С до +15 °С включ. и св. +25 °С до +60 °С на каждые 10 °С, в долях от пределов допускаемой основной погрешности |
±0,2 |
Таблица 7 - Основные технические
Наименование характеристики |
Значение |
Время прогрева, мин, не более |
3 |
Габаритные размеры (ДхШ^В), мм, не более |
209x130x116 |
Масса, кг, не более: - мод. ОЛИМП-1 |
2,0 |
- мод. ОЛИМП-2 |
5,5 |
Напряжение питания, В |
от 18 до 32 |
Условия эксплуатации газоанализаторов: - температура окружающего воздуха, °С - для термокаталитических сенсоров |
от -60 до +60 |
- для электрохимических сенсоров |
от -60 до +60 |
- для оптических сенсоров |
от -60 до +60 |
- для фотоионизационных сенсоров |
от -40 до +60 |
- относительная влажность (без образования конденсата), % |
от 0 до 95 |
- атмосферное давление, кПа |
от 84 до 117 |
Маркировка взрывозащиты |
1Ex db IIC T6 Gb |
Степень защиты от внешних воздействий по ГОСТ 14254-2015 |
IP68 |
Таблица 8 - Показатели надежности
Наименование характеристики |
Значение |
Средняя наработка до отказа, ч, не менее |
100000 |
Средний срок службы, лет, не менее |
15 |
наносится на титульный лист Руководства по эксплуатации и паспорта типографским способом.
Комплектность средства измеренийКомплектность поставки газоанализаторов приведена в таблице 9.
Таблица 9 - Комплект поставки
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Газоанализатор стационарный |
ОЛИМП |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации |
26.51.53-001-54340198-2023 РЭ |
1 экз.** |
Паспорт |
26.51.53-001-54340198-2023 ПС |
1 шт. |
Комплект принадлежностей: магнитный ключ, калибровочная насадка |
- |
1 экз.** |
Кабельный ввод, заглушки кабельного ввода, комплект крепежей |
- |
1 шт.* |
* Поставляется по отдельному заказу ** Один экземпляр на партию, но не менее одного экземпляра в один адрес |
приведены в разделе 7 «Эксплуатация» документа 26.51.53-001-54340198-2023 РЭ «Газоанализаторы стационарные ОЛИМП. Руководство по эксплуатации».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 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»;
ТУ 26.51.53-001-54340198-2023 «Стационарный газоанализатор моделей: ОЛИМП-1, ОЛИМП-2. Технические условия».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «ИНТЕРГАЗ-ПРИБОР» (ООО «ИНТЕРГАЗ-ПРИБОР»)
ИНН 7203558273
Юридический адрес: 625000, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Хохрякова, д. 57, оф. 403 Телефон: +79224762381
E-mail: info@intergaz-pribor.ru
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной1) погрешности |
Время установления показаний Т0,9, с, не более | |
абсолютной |
относительной | |||
1) Основная погрешность нормирована при условиях:
|
Таблица 4 -
Общество с ограниченной ответственностью «ИНТЕРГАЗ-ПРИБОР» (ООО «ИНТЕРГАЗ-ПРИБОР»)
ИНН 7203558273
Адрес: 625000, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Хохрякова, д. 57, оф. 403 Телефон: +79224762381
E-mail: info@intergaz-pribor.ru
Испытательный центрОбщество 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 «21» апреля 2025 г. № 776
Лист № 1
Всего листов 5
Регистрационный № 95256-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Анализаторы серы и углерода CS
Назначение средства измеренийАнализаторы серы и углерода CS (далее - анализаторы) предназначены для измерения содержания углерода и серы в стали, чугуне, сплавах, цветных металлах, цементе, руде, различных активаторах, стекле, катализаторах крекинга, керамике, материалах металлургического производства и других неорганических материалах.
Описание средства измеренийПринцип действия анализаторов основан на сжигании испытуемого образца в высокочастотной индукционной печи в потоке кислорода и в дальнейшем детектировании газообразных продуктов окисления углерода и серы в форме диоксида углерода (CO2) и диоксида серы (SO2) методом инфракрасной спектрометрии.
Конструктивно анализаторы состоят из системы сгорания, инфракрасной системы обнаружения, компьютерной системы и электронных весов.
Навеска анализируемого образца с модификатором (например, флюсом) в керамическом тигле помещается в высокочастотную индукционную печь и сжигается в потоке кислорода. Образовавшиеся в результате сжигания образца газы - диоксид углерода (CO2) и диоксид серы (SO2) - увлекаются током кислорода и проходят через систему фильтров, после чего попадают в систему детектирования. В блоке детектирования продукты сгорания анализируются по изменению поглощения инфракрасного излучения на выделенных длинах волн для диоксида углерода (4,26 мкм) и диоксида серы (7,4 мкм). Интенсивность поглощения инфракрасного излучения пропорциональна содержанию анализируемых элементов в пробе. Полученная информация передается на персональный компьютер, где производится расчет массовой доли компонента с учетом массы пробы. Весь анализ выполняется автоматически под управлением программного обеспечения
После каждого анализа проводится автоматическая продувка и очистка печи для подготовки анализатора к следующему измерению.
Анализаторы выпускаются в 3-х модификациях: CS-100, CS-100T, CS-800, отличающихся конструкцией и техническими характеристиками. Анализаторы модификаций CS-100, CS-100T выполнены в виде настольных лабораторных приборов, анализатор модификации CS-800 имеет напольное исполнение.
Анализаторы модификации CS-100 имеют два инфракрасных детектора, а анализаторы модификаций CS-100T, CS-800 имеют четыре инфракрасных детектора.
Корпус анализаторов изготовлен из металлических сплавов и пластика, окрашен в цвета в соответствии с технической документацией производителя.
Маркировочная табличка с серийным номером и знаком утверждения типа расположена на правой боковой стенке анализатора. Серийный номер имеет буквенно-цифровой формат, наносится типографским способом на клеевую этикетку. Нанесение знака поверки на анализатор и пломбирование анализатора не предусмотрено. Общий вид анализаторов представлен на рисунке 1. Место нанесения серийного номера и знака утверждения типа на анализаторы представлено на рисунке 2.
К данному типу средств измерений относятся СИ, выпускаемые под товарным знаком «Navier». Изображение товарного знака расположено на лицевой панели анализаторов и на маркировочной табличке.

анализаторы модификации CS-100

анализаторы модификации CS-100T

Рисунок 1 - Общий вид анализаторов серы и углерода CS
Место нанесения серийного номера

Место нанесения знака утверждения типа

Температура: от 15 до ЗО'^С
Напряжение питания: 220±22 В частота: от 49 до 51Гц Потребляемая мощность: не более 5000 В А

ООО "ТЕХИМПОРТТРЕЙД" vww.tech-i.ru Assembled in China

Рисунок 2 - Место нанесения серийного номера и знака утверждения типа на анализаторы серы и углерода CS
Программное обеспечениеАнализаторы оснащены программным обеспечением (далее - ПО), устанавливаемым на персональный компьютер, позволяющим проводить контроль процесса измерений, осуществлять сбор экспериментальных данных, обрабатывать и сохранять полученные результаты, передавать результаты измерений на принтер. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014. Влияние ПО на метрологические характеристики учтено при их нормировании.
Анализаторы защищены от вмешательства в режимы настройки (регулировки) с использованием паролей.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
HWCS |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.Х1> |
Цифровой идентификатор ПО |
- |
1) Х относится к метрологически незначимой части ПО и принимает значения от 0 до 999. Формат номера может содержать от 1 до 3 значений Х, разделенных точкой. |
Таблица 2 -
Наименование характеристики |
Значение |
Предел допускаемого относительного среднего квадратичного отклонения выходного сигнала1), % |
5 |
Чувствительность1), у.е./мг, не менее:
|
5^104 1^106 |
Предел обнаружения2), млн-1:
|
5 5 |
|
Таблица 3 - Основные технические
Наименование характеристики |
Значение для модификации | ||
CS-100 |
CS-100T |
CS-800 | |
Количество ИК детекторов |
2 |
4 |
4 |
Диапазон показаний массовой доли элементов, % (мг) | |||
- углерода |
от 0,0001 до 100,00 (от 0,001 до 150) | ||
- серы |
от 0,0001 до 100,00 (от 0,001 до 150) | ||
Габаритные размеры, мм, не более: | |||
- длина |
620 |
620 |
520 |
- ширина |
570 |
570 |
525 |
- высота |
790 |
790 |
1200 |
Масса, кг, не более |
80 |
90 |
150 |
Параметры электрического питания: | |||
- напряжение переменного тока, В |
220±22 | ||
- частота переменного тока, Г ц |
от 49 до 51 | ||
Потребляемая мощность, В^А, не более |
5000 |
5000 |
7500 |
Условия эксплуатации: | |||
- температура окружающего воздуха, °С |
от +15 до +30 | ||
- относительная влажность воздуха, %, не более |
60 |
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации методом компьютерной графики и на маркировочную таблицу типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 4 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество |
1 Анализатор серы и углерода |
CS |
1 шт. |
2 Флеш накопитель с программным обеспечением |
- |
1 шт. |
3 Руководство по эксплуатации |
- |
1 экз. |
4 Методика поверки |
- |
1 экз. |
приведены в главе 5 «Работа с прибором для анализа» руководства по эксплуатации.
При использовании в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений средства измерений применяются в соответствии с аттестованными методиками (методами) измерений.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийТПЦС.415311.001 «Анализаторы серы и углерода CS. Технические условия».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «ТЕХИМПОРТТРЕЙД» (ООО «ТЕХИМПОРТТРЕЙД»)
ИНН 9728064260
Юридический адрес: 117513, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Теплый Стан, ул. Академика Бакулева, д. 10, оф./ком./эт. 28/2,3/1
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «ТЕХИМПОРТТРЕЙД» (ООО «ТЕХИМПОРТТРЕЙД»)
ИНН 9728064260
Юридический адрес: 117513, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Теплый Стан, ул. Академика Бакулева, д. 10, оф./ком./эт. 28/2,3/1
Производственная площадка
Wuxi Jinyibo Instrument Technology Co., Ltd., Китай
Адрес: No.35, Jingsheng Road, Huishan District, Wuxi City, Jiangsu Province, China
Испытательный центрУральский научно-исследовательский институт метрологии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева» (УНИИМ - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Адрес: 620075, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, д. 4
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311373.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «21» апреля 2025 г. № 776
Лист № 1
Всего листов 10
Регистрационный № 95257-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Колонки топливораздаточные ПК
Назначение средства измеренийКолонки топливораздаточные ПК (далее - колонки, ТРК) предназначены для измерения объема нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо, далее - топливо) с вязкостью от 0,55 до 40 мм2/с (сСт), вычисления стоимости выданной дозы по предварительно заданной цене и суммарного учета объема выданного топлива, при его выдаче в топливные баки транспортных средств, а также в тару потребителя.
Описание средства измеренийК настоящему типу средств измерений относятся колонки топливораздаточные ПК, изготавливаемые в модификациях (исполнениях), отличающихся исполнением корпуса, конструкцией и расположением блока индикации и управления, габаритными размерами и массой, количеством раздаточных рукавов, производительностью, комплектностью используемого оборудования.
Принцип действия ТРК состоит в следующем - после задания дозы на дистанционном устройстве или блоке местного управления ТРК, топливо из резервуара подается в гидравлическую систему ТРК через обратный клапан, фильтр предварительной очистки, измеритель объема, электромагнитный клапан по системе трубопроводов с помощью внешних насосов или встроенных в колонку насосных моноблоков. Далее через раздаточный рукав с раздаточным краном, поступает в топливный бак транспортного средства.
В ТРК реализован прямой метод измерений объема топлива, проходящего через ТРК, с помощью измерителя объема, в единицах объема.
При протекании топлива через измеритель объема возникает разность давлений на его входе и выходе, под действием которого поршни измерителя объема совершают возвратно- поступательное движение, топливо при этом вытесняется из измерительных камер.
Поступательное движение поршней преобразуется во вращательное движение кулочкового вала и через муфту передают вращательное движение на вал генератора импульсов, в котором вращение преобразуется в последовательность электрических импульсов, поступающих в блок управления и индикации ТРК, на цифровом индикаторе которого индицируется количество отпущенного топлива, его цена, стоимость и суммарное количестве отпущенного топлива по каждому раздаточному рукаву ТРК.
Колонки состоят из гидравлической части, блока индикации и управления. Гидравлическая часть может состоять из нескольких самостоятельных гидравлических систем (от 1 до 6), каждая из которых, в свою очередь, может распределять жидкое моторное топливо через 1 или 2 раздаточных рукава с кранами (всего до 12 раздаточных рукавовов).
Гидравлическая система состоит из следующих основных узлов:
- насосного моноблока ZCB-90, производства Wenzhou Jiahao Petroleum Machinery Co., TD;
-
- измерителей объёма топлива 1А23 АО «ПК-Электроникс»;
-
- фильтра с приёмным клапаном;
-
- электромагнитных клапанов;
-
- индикаторов воздуха;
-
- отрывных муфт;
-
- раздаточных рукавов;
-
- раздаточных кранов.
Блок управления имеет контроллер
с генераторами импульсов, производства
(CPU-1 или CPU-2) и один или два информационных табло, в зависимости от модификации колонки. Колонки моделей Инфинити и Дельта оборудуются 1-м или 2-мя информационными табло, которые так же могут быть оборудованы терминалами самообслуживания и/или клавиатурой преднабора дозы топлива, модели Альфа могут быть оборудованы от 1-го до 4-х информационных табло.
Структура условного обозначения колонок в документации и при заказе:
ПК Х1 . Х2Х3Х4 . Х5 . Х6Х7Х8Х9 . Х10Х11Х12.
Х1= А - ТРК серии Альфа портального типа с подвесными рукавами (шлангами) Д - ТРК серии Дельта модульного типа с подвесными рукавами (шлангами) И - ТРК серии Инфинити модульного типа с намоткой рукавов (шлангов)
Х2= Количество видов топлива от 1 до 6
Х3= Количество раздаточных рукавов (шлангов) на ТРК от 1 до 12
Х4= Количество информационных табло 1 или 2 для ПК Дельта и ПК Инфинити, от 1 до 4-х для ПК Альфа
Х5= Вариант исполнения: 1 - одностороннее, 2 - двухстороннее
Хб= Тип гидравлики: В - всасывающая, Н - напорная
Х7= Производительность ТРК, 1- 40 л/мин, 2 - 75 л/мин, 3 - 130 л/мин, 4 - 40/75 л/мин, 5 - 75/130 л/мин, 6 - спец. Исполнение
Х8= Количество видов топлива с системой газовозврата от 1 до 6
Х9= Тип табло: С - светодиодное табло; Ж - жидкокристаллическое табло; М - табло на основе монитора; МС - табло на основе сенсорного монитора; Т - терминал самообслуживания с ЖК-монитором
Х10= Тип контроллера: 1 - CPU-1, 2 - CPU-2 (поддержка RS-485 и протокола Топаз 2.0) Х11= Наличие системы преднабора дозы заправляемого топлива: 0 - без системы преднабора, 1 - система преднабора дозы топлива
Х12= Наличие подогрева, 1 - есть подогрев (от -50 оС), 0 - без подогрева (от -40 °С)
Общий вид модификаций колонок представлен на рисунках 1, 2 и 3.





Рисунок 2 - Общий вид колонок, модификаций ПКД Х2Х3Х4. Х5 . Х6Х7Х8Х9 . Х10Х11Х12
Рисунок 1 - Общий вид колонок, модификаций ПКА Х2Х3Х4. Х5 . Х6Х7Х8Х9 . Х10Х11Х12



Рисунок 3 - Общий вид колонок, модификаций ПКИ Х2Х3Х4. Х5 . Х6Х7Х8Х9 . Х10Х11Х12
Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из четырёх и более арабских цифр, наносится на маркировочную табличку, расположенную на наружной панели корпуса колонки методом лазерной гравировки, как это показано на рисунке 4.
Место нанесения знака утверждения типа

тйпливораздаточная
Напряжение питания ЗВР
Место нанесения заводского номера
Рисунок 4 - Место нанесения заводского номера и знака утверждения типа
Схемы пломбирования и мест нанесения знака поверки представлены на рисунках 5 и 6.
При комплектации блока управления контроллером CPU-1, знак поверки наносится на пломбу, устанавливаемую на механическую блокировку инфрокрасного датчика, как это показано на рисунке 5.
При комплектации блока управления контроллером CPU-2, знак поверки наносится на пломбу, устанавливаемую на электромеханический выключатель, как это показано на рисунке 6.

Место нанесения знака поверки
Места пломбирования
Рисунок 5 - Места пломбирования контроллера CPU-1
Место нанесения знака поверки

Места пломбирования
Рисунок 6 - Места пломбирования контроллера CPU-2
TRK4 или PK_TRK5
Колонки имеют встроенное программное обеспечение (ПО) PK_
(в зависимости от модели контроллера CPU-1 4.4.4 или CPU-2 5.5.4), которое установлено в контроллер блока управления. Данное ПО обеспечивает:
-управление процессом дозированного отпуска топлива и измерений;
-сбор и обработку информации от измеряющих устройств, входящих в состав ТРК;
-накопление и хранение в суммарном виде информации об измеренном количестве выдаваемого топлива;
-передачу результатов измерений в дистанционное управляющее устройство.
Конструкция колонок исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию. ПО защищено от несанкционированного изменения путем пломбирования блоков управления и паролем.
ПО исключает возможность модификации или удаления данных через интерфейсы пользователя.
Все ПО, загружаемое в контроллер, является метрологически значимым (МЗЧ). Нормирование метрологических характеристик проведено с учётом влияния ПО. Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 -
данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
контроллер CPU-1 4.4.4 |
контроллер CPU-2 5.5.4 | |
Идентификационное наименование ПО |
PK TRK4 |
PK TRK5 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
58 |
0.2 |
Цифровой идентификатор ПО |
92e2562bfaf8223a520d8 |
A260DB69D1E0F18496 |
e5daad74002 |
26E444EC16661F | |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 -
Наименование характеристики |
Значение |
Номинальный объёмный расход топлива, дм3/мин (л/мин) |
40/75/130 |
Отклонение номинального объёмного расхода топлива, %, не более |
+10 |
Наименьший объёмный расход топлива через один рукав, дм3/мин (л/мин) |
5/5/10 |
Минимальная доза выдачи, дм3 (л) |
2/10/10 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объёма топлива при температуре окружающей среды (20±5) °С |
+ 0,25 % |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объёма топлива, в рабочем диапазоне температур выходящих за диапазон (20±5) °С, относительной влажности воздуха от 30 до 80 %, и атмосферном давлении от 84 до 106,7 кПа (от 630 до 800 мм рт.ст.), % |
+ 0,5 % |
Верхний предел показаний указателя разового учёта, не менее: | |
- количества выданного топлива, газа, дм3 (л). |
9 999,99 |
- цены за 1 литр, руб. |
999,99 |
- стоимости выданной дозы, руб. |
99 999,99 |
Верхний предел показаний указателя суммарного учёта, дм3 (л), не | |
менее |
9 999 999,99 |
Цена деления указателя разового учета | |
- выданного топлива, дм3 (л) |
0,01 |
- стоимости, руб. |
0,01 |
- цены, руб. |
0,01 |
Таблица 3 - Технические
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон температуры окружающего воздуха, °С |
от -50 до +50 |
Диапазон относительной влажности воздуха при температуре 25 °С, %, |
от 30 до 100 |
Диапазон температуры топлива - бензин, °С |
от -40 до +35 |
Диапазон температуры топлива дизельное топливо, °С |
от -40 до +50 |
Напряжение питания, В |
380(+10/-20) |
Частота питающей электрической сети, Гц |
50±1 |
Потребляемая мощность электронно-вычислительным устройством, В^А, не более |
500 |
Потребляемая мощность электродвигателем насоса, В^А, не более |
1300 |
Длина раздаточного рукава, м, не менее |
2,8 |
Номинальная тонкость фильтрования, мкм |
30 |
Количество видов топлива |
до 6 |
Количество раздаточных рукавов |
до 12 |
Вакуумметрическое давление в гидросистеме для бензина, МПа, не менее |
0,035 |
Вакуумметрическое давление в гидросистеме для дизельного топлива, МПа, не менее |
0,05 |
Таблица 4 -
и масса колонок
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Габаритные размеры*, мм: Габаритные размеры ТРК ПКА ХХХ.Х.ХХХХ.ХХХ**, мм: | |
ПКА 11Х.Х.ХХХХ.ХХХ, ПКА 12Х.Х. ХХХХ.ХХХ, ПКА 22Х.Х. | |
ХХХХ.ХХХ, ПКА 24Х.Х. ХХХХ.ХХХ |
830x450x2126 |
ПКА 33Х.Х. ХХХХ.ХХХ, ПКА 34Х.Х. ХХХХ.ХХХ, ПКА 35 Х.Х. | |
ХХХХ.ХХХ, ПКА 36 Х.Х. ХХХХ.ХХХ; ПКА 44Х.Х. ХХХХ.ХХХ, | |
ПКА 45Х.Х. ХХХХ.ХХХ, ПКА 46Х.Х. ХХХХ.ХХХ, ПКА 47Х.Х. | |
ХХХХ.ХХХ, ПКА 48Х.Х. ХХХХ.ХХХ |
1115x450x2126 |
Габаритные размеры ТРК ПКИ ХХХ.Х. ХХХХ.ХХХ, мм: | |
ПКИ 11Х.Х. ХХХХ.ХХХ, ПКИ 12Х.Х. ХХХХ.ХХХ |
868x482x1872 |
ПКИ 22Х.Х. ХХХХ.ХХХ, ПКИ 24Х.Х. ХХХХ.ХХХ |
1048x482x1872 |
ПКИ 33Х.Х. ХХХХ.ХХХ, ПКИ 36Х.Х. ХХХХ.ХХХ |
1728x482x1872 |
ПКИ 44Х.Х. ХХХХ.ХХХ, ПКИ 48Х.Х.ХХХХ.ХХХ |
1908x482x1872 |
ПКИ 55Х.Х.ХХХ, ПКИ 510Х.Х. ХХХХ.ХХХ |
2088x482x1872 |
ПКИ 66Х.Х.ХХХХ.ХХХ, ПКИ 612Х.Х. ХХХХ.ХХХ |
2488x482x1872 |
Габаритные размеры ТРК ПКД ХХХ.Х. ХХХХ.ХХХ, мм: | |
ПКД 11Х.Х.ХХХ, ПКД 12Х.Х. ХХХХ.ХХХ |
884x484x2051 |
ПКД 22Х.Х.ХХХХ.ХХХ, ПКД 24Х.Х.ХХХХ.ХХХ |
1034х484х2051 |
ПКД 33Х.Х.ХХХХ.ХХХ, ПКД 36Х.Х.ХХХХ.ХХХ |
1684х484х2051 |
ПКД 44Х.Х.ХХХХ.ХХХ, ПКД 48Х.Х.ХХХХ.ХХХ |
1834х484х2051 |
ПКД 55Х.Х.ХХХХ.ХХХ, ПКД 510Х.Х. ХХХХ.ХХХ |
1984х484х2051 |
ПКД 66Х.Х.ХХХХ.ХХХ, ПКД 612Х.Х. ХХХХ.ХХХ |
2384х484х2051 |
Масса ТРК ПКА ХХХ.Х.ХХХ, кг, не более: ПКА 11Х.ВХХХ.ХХХ, ПКА 12Х.ВХХХ.ХХХ, ПКА 22Х.ВХХХ.ХХХ, ПКА 24Х.ВХХХ.ХХХ |
210 |
ПКА 33Х.ВХХХ.ХХХ, ПКА 34Х.ВХХХ.ХХХ, ПКА 35Х.ВХХХ.ХХХ, ПКА 36Х.ВХХХ.ХХХ |
225 |
таблицы 4
1 |
2 |
ПКА 44Х.ВХХХ.ХХХ. ПКА 45Х.ВХХХ.ХХХ, ПКА 46Х.ВХХХ.ХХХ, ПКА 47Х.ВХХХ.ХХХ, ПКА 48Х.ВХХХ.ХХХ |
290 |
ПКА 11Х.НХХХ.ХХХ, ПКА 12Х.НХХХ.ХХХ, ПКА 22Х.НХХХ.ХХХ, ПКА 24Х.НХХХ.ХХХ |
145 |
ПКА 33Х.НХХХ.ХХХ, ПКА 34Х.НХХХ.ХХХ, ПКА 35Х.НХХХ.ХХХ, ПКА 36Х.НХХХ.ХХХ |
195 |
ПКА 44Х. НХХХ.ХХХ, ПКА 45Х. НХХХ.ХХХ, ПКА 46Х. НХХХ.ХХХ, ПКА 47Х. НХХХ.ХХХ, ПКА 48Х. НХХХ.ХХХ |
225 |
Масса ТРК ПКИ ХХХ.Х.ХХХХ.ХХХ, кг, не более: ПКИ11Х.Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ12Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ22Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ24Х.ВХХХ.ХХХ |
320 |
ПКИ33Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ34Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ35Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ36Х.ВХХХ.ХХХ |
430 |
ПКИ44Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ45Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ46Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ47Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ48Х. ВХХХ.ХХХ |
530 |
ПКИ55Х. ВХХХ.ХХХ, ПКИ56Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ57Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ58Х. ВХХХ.ХХХ, ПКИ59Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ510Х. ВХХХ.ХХХ |
630 |
ПКИ66Х. ВХХХ.ХХХ, ПКИ67Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ68Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ69Х. ВХХХ.ХХХ, ПКИ610Х.ВХХХ.ХХХ, ПКИ612Х. ВХХХ.ХХХ |
730 |
ПКИ11Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ12Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ22Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ24Х.НХХХ.ХХХ |
270 |
ПКИ33Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ34Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ35Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ36Х.НХХХ.ХХХ |
370 |
ПКИ44Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ45Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ46Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ47Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ48Х.НХХХ.ХХХ |
470 |
ПКИ55Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ56Н.НХХХ.ХХХ, ПКИ57Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ58Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ59Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ510Х.НХХХ.ХХХ |
560 |
ПКИ66Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ67Н.НХХХ.ХХХ, ПКИ68Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ69Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ610Х.НХХХ.ХХХ, ПКИ612Х.НХХХ.ХХХ |
650 |
Масса ТРК ПКД ХХХ.Х.ХХХ, кг, не более ПКД11Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД12Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД22Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД24Х.ВХХХ.ХХХ |
270 |
ПКД33Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД34Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД35Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД36Х.ВХХХ.ХХХ |
360 |
ПКД44Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД45Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД46Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД48Х.ВХХХ.ХХХ |
430 |
ПКД55Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД56Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД57Х.ВХХХ.ХХХ, КД58Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД59Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД510Х.ВХХХ.ХХХ |
560 |
ПКД66Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД67Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД68Х.ВХХХ.ХХХ, КД69Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД610Х.ВХХХ.ХХХ, ПКД612Х.ВХХХ.ХХХ |
650 |
таблицы 4
1 |
2 |
ПКД11Х.НХХХ.ХХХ, ПКД12Х.ПХХХ.ХХХ. ПКД22Х.НХХХ.ХХХ, ПКД24X.НХXX.ХХХ |
230 |
ПКД33Х.НХХХ.ХХХ, ПКД34Х.НХХХ.ХХХ, ПКД35Х.НХХХ.ХХХ, ПКД36Х.НХХХ.ХХХ |
300 |
ПКД44Х.НХХХ.ХХХ, ПКД45Х.НХХХ.ХХХ, ПКД46Х.НХХХ.ХХХ, ПКД47Х.НХХХ.ХХХ, ПКД48Х.НХХХ.ХХХ |
360 |
ПКД55Х.НХХХ.ХХХ, ПКД56Х.НХХХ.ХХХ, ПКД57Х.НХХХ.ХХХ, ПКД58Х.НХХХ.ХХХ, ПКД59Х.НХХХ.ХХХ, ПКД510Х.НХХХ.ХХХ |
400 |
ПКД66Х.НХХХ.ХХХ, ПКД67Х.НХХХ.ХХХ, ПКД68Х.НХХХ.ХХХ, ПКД69Х.НХХХ.ХХХ, ПКД610Х.НХХХ.ХХХ, ПКД612Х.НХХХ.ХХХ |
450 |
*-Допуск на отклонение габаритных размеров от номинального значения составляет | |
±10 % **-Высота корпуса гидравлического блока ТРК ПКА составляет 1300 мм ±10 % |
наносится на маркировочную табличку, расположенную на боковой стороне корпуса колонки, как это показано на рисунке 4.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Колонка топливораздаточная |
ПК Х1. Х2Х3Х4. Х5. Х6Х7Х8Х9. Х10Х11Х12 |
1 шт. |
Компенсатор смещения |
PS/DC |
1 компл.* |
Ключ замка |
PS/LK |
2 шт. |
Руководство по эксплуатации |
ПК 002 |
1 экз. |
Формуляр |
ПК 001 |
1 экз. |
*- В зависимости от модификации, комплектность и заводские номера блоков указываются в формуляре на колонку |
приведены в разделе 8 «Использование по назначению» руководства по эксплуатации ПК 002.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГосударственная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденная приказом Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356;
ТУ 26.51.52-005-57200340-2020 «Колонки топливораздаточные ПК. Технические условия».
ПравообладательАкционерное общество «ПК-Электроникс» (АО «ПК-Электроникс») ИНН 5408174436
Новосибирск,
Юридический адрес: 630114, Новосибирская обл., г.
ул. Ключ-Камышенское Плато, д. 28, оф. 5
Телефон: 8-(383)-344-98-68
ИзготовительАкционерное общество «ПК-Электроникс» (АО «ПК-Электроникс») ИНН 5408174436
Адрес: 630114, Новосибирская обл., г. Новосибирск, ул. Ключ-Камышенское Плато, д. 28, оф. 5
Телефон: 8-(383)-344-98-68
Испытательный центрЗакрытое акционерное общество Консалтинго-инжиниринговое предприятие «Метрологический центр энергоресурсов» (ЗАО КИП «МЦЭ»)
Адрес: 125424, г. Москва, Волоколамское ш., д. 88, стр. 8
Телефон (факс): +7 (495)-491-78-12
Е-mail: sittek@mail.ru; mce-info@mail.ru
Web-сайт: https://www.kip-mce.ru
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311313.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «21» апреля 2025 г. № 776
Лист № 1
Всего листов 4
Регистрационный № 95258-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Спектрометры рентгенофлуоресцентные AVRORA MERAK-SC
Назначение средства измеренийСпектрометры рентгенофлуоресцентные AVRORA MERAK-SC (далее - спектрометры) предназначены для измерений массовой доли элементов в различных твердых веществах и материалах.
Описание средства измеренийПринцип работы спектрометров заключается в возбуждении и последующей регистрации рентгеновского спектра характеристического излучения материала образца. В конструкции прибора применяется современный источник излучения низкой мощности -импульсная рентгеновская трубка, что гарантирует эффективность работы аппарата, его безопасность, а также долговечность самого источника. В оптической схеме прибора применяется принцип монохроматизации и концентрирования рентгеновского излучения с помощью многослойного кристалла на основе принципа Брэгга-Вульфа, применяемого к кристаллам с искривлением. При отражении падающего излучения от различных слоев кристалла происходит дифракция, появляется возможность выделения необходимой монохроматической части путем пространственного расположения. Оптический путь обдувается водородом или гелием, также допускается работать без продувки. Монохроматор - кристалл Брэгга с искривлением, материал монохроматора - фторид лития. В качестве детектора применяется кремниевый дрейфовый детектор (SDD).
Конструктивно спектрометры выполнены в виде автоматических стационарных приборов, состоящих из основного блока и персонального компьютера, на который выводятся результаты измерений.
Корпуса спектрометров изготавливают из пластмассы и металлических сплавов, цвет корпусов определяется технической документацией производителя спектрометров.
Маркировочная табличка с серийным номером, наименованием спектрометра размещена на задней части корпуса основного блока спектрометра. Серийный номер имеет цифровой формат и наносится типографским способом.
Нанесение знака поверки на спектрометры не предусмотрено.
Общий вид основного блока спектрометров представлен на рисунке 1.
Общий вид маркировочной этикетки c серийным номером приведен на рисунке 2.

Рисунок 1 - Общий вид основного блока спектрометров рентгенофлуоресцентных
AVRORA MERAK-SC

Рисунок 2 - Общий вид маркировочной таблички
SENSfTfVlTV X-RAy
Место нанесения серийного номера
Пломбирование спектрометров не предусмотрено. Конструкция спектрометров обеспечивает ограничение доступа к частям спектрометров, несущим первичную измерительную информацию, и местам настройки (регулировки).
Программное обеспечениеСпектрометры оснащены программным обеспечением (далее - ПО), позволяющим проводить контроль процесса измерений, осуществлять сбор экспериментальных данных, обрабатывать и сохранять полученные результаты.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО спектрометров приведены в таблице 1.
Таблица 1 -
данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
FpPakage |
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
2.x.x1) |
Цифровой идентификатор ПО |
- |
1) «х» относится к метрологически незначимой части ПО и принимает значения от 0 до 999 | |
Метрологические и технические характеристики | |
Таблица 2 - Метрологические характеристики | |
Наименование характеристики |
Значение |
Предел допускаемого относительного среднего квадратичного отклонения выходного сигнала1), % |
1 |
Предел обнаружения2), %, не более |
0,005 |
1) Для железа в стандартном образце ГСО 11036-2021 с массовой долей железа от 0,9 до 1,10 %
2) Для железа в стандартном образце ГСО 12173-2023
Таблица 3 - Основные технические
Наименование характеристики |
Значение |
Определяемые элементы |
от F до Zn |
Максимальная мощность рентгеновской трубки, Вт |
50 |
Габаритные размеры, мм, не более: - высота |
292 |
- длина |
430 |
- ширина |
530 |
Масса, кг, не более |
20 |
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В |
220±10 |
- частота переменного тока, Г ц |
от 50 до 60 |
Потребляемая мощность, Вт, не более |
200 |
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С |
25±2 |
- относительная влажность воздуха, %, не более |
80 |
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 4 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Основной комплект поставки: | ||
Спектрометр рентгенофлуоресцентный |
AVRORA MERAK-SC |
1 шт. |
Персональный компьютер |
- |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации |
- |
1 экз. |
Методика поверки |
- |
1 экз. |
приведены в главе 3 «Шлифование и формирование образцов» документа «Спектрометры рентгенофлуоресцентные AVRORA MERAK-SC. Руководство по эксплуатации».
Применение спектрометров в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений осуществляется в соответствии с аттестованными методиками (методами) измерений.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПриказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 19 февраля 2021 г. № 148 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений содержания неорганических компонентов в жидких и твердых веществах и материалах»;
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 17 мая 2021 г. № 761 «О внесении изменения в приложение А к Государственной поверочной схеме для средств измерений содержания неорганических компонентов в жидких и твердых веществах и материалах, утвержденной приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 19 февраля 2021 г. № 148»;
Стандарт предприятия Beijing Ancoren Technology Co., Ltd., Китай.
ПравообладательBeijing Ancoren Technology Co., Ltd., Китай
Адрес: CHINA, P.O.101102, Beijing, Tongzhou District, Huankezhong Road, Park No 2, 21 101-B
ИзготовительBeijing Ancoren Technology Co., Ltd., Китай
Адрес: CHINA, P.O.101102, Beijing, Tongzhou District, Huankezhong Road, Park No 2, 21 101-B
Испытательный центрУральский научно-исследовательский институт метрологии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева» (УНИИМ - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Адрес: 620075, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, д. 4
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311373.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «21» апреля 2025 г. № 776
Лист № 1
Всего листов 4
Регистрационный № 95259-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Датчики скорости и направления ветра ультразвуковые УЗ-200
Назначение средства измерений
Датчики скорости и направления ветра ультразвуковые УЗ-200
(далее - датчики
УЗ-200) предназначены для автоматических измерений скорости и направления воздушного потока.
Описание средства измеренийКонструкция датчиков УЗ-200 представляет собой герметичный компактный модуль с размещенными внутри платой управления, платой питания и расположенными наверху корпуса чувствительными элементами в виде двух пар ультразвуковых приемопередатчиков.
Принцип действия датчиков УЗ-200 основан на измерении времени прохождения ультразвукового сигнала между парами первичных измерительных преобразователей (приемопередатчики).
Датчики УЗ-200 состоят из вышеуказанных приемопередатчиков, ортогонально ориентированных в плоскости относительно друг друга. За один измерительный цикл происходит вычисление времени прохождения ультразвуковыми импульсами расстояния между передатчиком, генерирующим импульсы, и приемником, принимающим импульсы. Определение времени прохождения ультразвукового импульса между парами первичных измерительных преобразователей происходит в обоих направлениях. При отсутствии воздушного потока (ветра) значения временных интервалов между парами будут одинаковыми, если скорость ветра отлична от нуля, то в каждой паре одно из измеренных значений времени будет отличаться от другого вследствие влияния воздушного потока на скорость распространения ультразвуковых сигналов в воздухе. Сравнение полученных значений позволяет определить скорость и направление воздушного потока. Полученные значения преобразуют цифровой код в значения скорости и направления воздушного потока при помощи микропроцессора платы управления.
Датчики УЗ-200 имеют функцию обогрева каждой из ультразвуковых головок для эксплуатации в зимний период.
Датчики УЗ-200 могут применяться как самостоятельное оборудование, так и в составе метеопостов, метеостанций, автоматизированных дорожных метеостанций или в системах, осуществляющих мониторинг окружающей среды.
Информационный обмен с датчиками УЗ-200 осуществляется по цифровому интерфейсу RS-485.
Нанесение знака поверки на датчики УЗ-200 не предусмотрено. Заводской номер, состоящий из 6 арабских цифр, наносится на этикетку корпуса датчиков УЗ-200 типографским способом. Общий вид датчиков УЗ-200 представлен на рисунке 1. Место нанесения заводского номера и знака утверждения типа на датчики УЗ-200 представлено на рисунке 1.
Пломбирование датчиков УЗ-200 не предусмотрено.
Место
утверждения
типа

нанесения заводского номера и знака
Рисунок 1 - Общий вид датчиков УЗ-200 с указанием места нанесения заводского номера и знака утверждения типа
Программное обеспечениеДатчики УЗ-200 имеют встроенное программное обеспечение (далее - ПО) «UZ-200», которое обеспечивает работу, проверку состояния и настройку датчиков УЗ-200.
Уровень защиты программного обеспечения - «средний» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.
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 |
UZ-200 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
26.xx1) |
Цифровой идентификатор ПО |
- |
1) Обозначения «x» не относятся к метрологически значимой части ПО |
Таблица 2 -
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений скорости воздушного потока, м/с |
от 0,2 до 60,0 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений скорости воздушного потока, м/с |
±(0,2+0,05-V*) |
Диапазон измерений направления воздушного потока |
от 0° до 360° |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений направления воздушного потока |
±3° |
*V - измеренное значение скорости воздушного потока, м/с |
Таблица 3 - Технические
Наименование характеристики |
Значение |
Габаритные размеры, мм, не более: -высота -диаметр |
195 160 |
Масса, кг, не более |
1,1 |
Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой по ГОСТ 14254-2015 |
IP66 |
Условия эксплуатации: -температура воздуха, °C -относительная влажность воздуха, % -атмосферное давление, кПа |
от -60 до +60 до 100 от 50 до 110 |
Напряжение питания постоянного тока, В |
от 10 до 30 |
Потребляемая мощность, Вт, не более |
100 |
Интерфейсы связи |
RS-485 |
Таблица 4 - Показатели надежности
Наименование характеристики |
Значение |
Средняя наработка до отказа, ч, не менее |
20000 |
Средний срок службы, лет |
10 |
наносится на этикетку корпуса датчиков УЗ-200, а также на титульные листы Руководства по эксплуатации МРАШ.416136.001 РЭ «Датчики скорости и направления ветра ультразвуковые УЗ-200. Руководство по эксплуатации» и Паспорта МРАШ.416136.001 ПС «Датчик скорости и направления ветра ультразвуковой УЗ-200. Паспорт» типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность датчиков УЗ-200
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Датчик скорости и направления ветра ультразвуковой |
УЗ-200 |
1 шт. |
Кабель соединительный |
- |
1 шт. |
Крепление |
- |
1 компл. |
Руководство по эксплуатации |
МРАШ.416136.001 РЭ |
1 экз. |
Паспорт |
МРАШ.416136.001 ПС |
1 экз. |
приведены в документе МРАШ.416136.001 РЭ «Датчики скорости и направления ветра ультразвуковые УЗ-200. Руководство по эксплуатации», раздел «Использование по назначению».
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений Государственная поверочная схема для средств измерений скорости воздушного потока, утвержденная приказом Росстандарта от 25 ноября 2019 г. № 2815;
МРАШ.416136.001 ТУ «Датчики скорости и направления ветра ультразвуковые УЗ-200. Технические условия».
ПравообладательАкционерное общество «Минимакс-94» (АО «Минимакс-94»)
ИНН 7709047435
Юридический адрес: 105064, г. Москва, Нижний Сусальный пер., д. 5, стр. 18, ком. 12а Телефон: 8-(495) 640-74-25
E-mail: info@mm94.ru
Web-сайт: www.mm94.ru
ИзготовительАкционерное общество «Минимакс-94» (АО «Минимакс-94»)
ИНН 7709047435
Адрес: 105064, г. Москва, Нижний Сусальный пер., д. 5, стр. 18, ком. 12а Телефон: 8-(495) 640-74-25
E-mail: info@mm94.ru
Web-сайт: www.mm94.ru
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева» (ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр-кт, д. 19
Телефон: (812) 251-76-01
Факс: (812) 713-01-14
E-mail: info@vniim.ru
Web-сайт: www.vniim.ru
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314555.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «21» апреля 2025 г. № 776
Лист № 1
Всего листов 7
коммерческого
Регистрационный № 95260-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПО АЗПИ»
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПО АЗИИ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измеренийАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Дополнительно сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в том числе в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УCВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УCВ осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УCВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении с часами сервера более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ ООО «ПО АЗПИ» наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер 001 указывается в формуляре.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Уровень защиты ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1.
Таблица 1 -
данные ПК
г
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав ИК Л И ИС КУЭ и их
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
TH |
Счетчик |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % | ||||
1 |
ПС ПО кВ АМЗ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ-6 кВ, яч. 2, КЛ-6 кВ |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Per. № 1276-59 Фазы: А; С |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 16687-07 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 | ||
2 |
ПС ПО кВ АМЗ, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ-6 кВ, яч. 29, КЛ-6 кВ |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Per. № 1276-59 Фазы: А; С |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 16687-07 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17 |
УСВ-3 Per. № 64242-16 |
Сервер ООО |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
3 |
РП-1 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ-6 кВ, яч. 2 |
ТПЛ-Ю-М Кл.т. 0,5 400/5 Per. №47958-11 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06-6УЗ Кл.т. 0,5 6000/х/з/100/х/з Per. № 3344-04 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12 |
«РН- Энерго» |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
4 |
ТП-1 6 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ-0,4 кВ, яч. Ф-38, КЛ-0,4 кВ в сторону Давлатов 3. Ж. |
Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 | ||
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ времени UTC(SU) |
в рабочих условиях |
относительно шкалы |
±5 с |
Примечания:
-
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
-
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
-
3. Погрешность в рабочих условиях указана силы тока 5 % от 1ном; coso = 0,8инд.
-
4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические
ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество ИК |
4 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
напряжение, % от Uном |
от 95 до 105 |
сила тока, % от Iном |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
сила тока, % от 1ном |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от 0 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12), ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17): | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСВ: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для сервера: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
1 |
2 |
Глубина хранения информации: | |
для счетчиков: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
113 |
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
для сервера: | |
хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.
-
- журнал сервера:
параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
сервера.
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений; о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измеренийКомплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
4 |
Трансформаторы тока проходные |
ТПЛ-10-М |
2 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
2 |
Трансформаторы напряжения измерительные |
ЗНОЛ.06-6У3 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
1 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Сервер ООО «РН-Энерго» |
— |
1 |
Методика поверки |
— |
1 |
Формуляр |
ЭНПР.411711.217.ФО |
1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «ПО АЗПИ», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «ПО Алтайский завод прецизионных изделий» (ООО «ПО АЗПИ»)
ИНН 2223053708
Юридический адрес: 656023, Алтайский кр., г. Барнаул, пр-кт Космонавтов, д. 6/2, оф. 13
Телефон: (385) 250-14-00
E-mail: azpi@azpi.ru
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «РН-Энерго» (ООО «РН-Энерго»)
ИНН 7706525041
Адрес: 143440, Московская обл., г.о. Красногорск, д. Путилково, тер. Гринвуд, стр. 23, эт. 2, помещ. 129
Телефон: (495) 777-47-42
Факс: (499) 777-47-42
E-mail: rn-energo@rn-energo.ru
Web-сайт: www.rn-energo.ru
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, оф. 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312047.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «21» апреля 2025 г. № 776
Лист № 1
Всего листов 8
Регистрационный № 95261-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «УК «Навигатор»
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «УК «Навигатор» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов заинтересованным организациям.
и передачи полученной информации
многофункциональную, двухуровневую управлением и распределённой функцией
АИИС КУЭ представляет собой автоматизированную систему с централизованным измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством каналообразующей аппаратуры поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение измерительной информации.
На верхнем, втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet с использованием электронной подписи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (далее - ОРЭМ).
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, принимающим сигналы точного времени от навигационных систем ГЛОНАСС/GPS.
УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с. Сервер БД обеспечивает автоматическую коррекцию часов счетчиков. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств с фиксацией времени до и после коррекции или величиной коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ 1377) в цифровом формате указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером БД в составе уровня ИВК.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» | |
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrologv.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Наименование ИК
Измерительные компоненты

Счётчик

РП-6363 6 кВ, РУ-6 кВ 2СШ 6 кВ между ЯЧ.7 и СР-2

РП-6363 6 кВ, РУ-6 кВ
4СШ 6 кВ между яч. 12 и ЯЧ.13
ТИОЛ 10
Кл. т. 0,58
Ктт 400/5
Per. № 1261-02
ТИОЛ 10
Кл. т. 0,58
Ктт 400/5
Per. № 1261-02

ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000;х/3/100;л/3
Per. № 3344-04 ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000;х/3/100;л/3
Per. № 3344-04 ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:^3/100:^3
Per. № 3344-04
Меркурий 234
ARTM2-00 PBR.G
Кл. т. 0,58/1 Per. № 75755-19
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,58/1 Per. № 31857-06
РП-6072 6 кВ, РУ-6 кВ СШ 6 кВ, соединение сборных шин 6 кВ с шинами подключения ТТ со стороны ЯЧ.4
ТОЛ 10-1
Кл. т. 0,5S
Ктт 400/5
Per. № 15128-03
ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000;х/3/100;л/3
Per. №46738-11
Меркурий 234
ARTM2-00 PBR.G
Кл. т. 0,58/1 Per. № 75755-19
ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000;х/3/100;л/3
Per. № 3344-04
УССВ
УСВ-3 Per. № 64242-16
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |
7 |
8 |
9 |
активная |
±1,2 |
±4,0 |
реактивная |
±2,8 |
±6,9 |
активная |
±1,2 |
±4,0 |
реактивная |
±2,8 |
±6,9 |
активная |
±1,2 |
±4,0 |
реактивная |
±2,8 |
±6,9 |
Продолжение таблицы 2

РП-6080 6 кВ, РУ-6 кВ
ЗСШ 6 кВ между СР-1 и ЯЧ.16
_________3_________
ТОЛ 10-1
Кл. т. 0,58
Ктт 600/5
Per. № 15128-03

РП-6080 6 кВ, РУ-6 кВ ЗСШ 6 кВ между ЯЧ.9 и СР-3
ТОЛ 10-1
Кл. т. 0,58
Ктт 600/5
Per. № 15128-03
_________4_________ ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000;л/3/100;л/3
Per. № 3344-04 ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:^3/100:^3
Per. № 3344-04
ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000;л/3/100;л/3
Per. № 3344-04
ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
Ктн 6000;л/3/100;л/3
Per. №46738-11
__________5__________
Меркурий 234
ARTM2-00 PBR.G
Кл. т. 0,58/1 Per. № 75755-19
Меркурий 234
ARTM2-00 PBR.G
Кл. т. 0,58/1
Per. № 75755-19
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АПИС КУЭ, с
УСВ-3 Per. № 64242-16
7 |
8 |
9 |
активная |
±1,2 |
±4,0 |
реактивная |
±2,8 |
±6,9 |
активная |
±1,2 |
±4,0 |
реактивная |
±2,8 |
±6,9 |
±5 |
Продолжение таблицы 2
1
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
Примечания:
-
1. Характеристики погрешности ПК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3. Погрешность в рабочих условиях указана при cos ф = 0,8 инд, 1=0,02 Ihom и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °C до +65 °C.
-
4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения. Per. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
-
5. 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 2 метрологических характеристик.
-
6. Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа.
-
7. Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
-
8. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические
ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
5 |
Нормальные условия: - параметры сети: - напряжение, % от ином |
99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos ф |
0,9 |
- температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: - параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
- частота, Г ц |
от 49,5 до 50,5 |
- коэффициент мощности cos ф |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
- температура окружающей среды в месте расположения: - ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
- счетчиков электроэнергии, °С |
от -40 до +65 |
- сервера, °С |
от +10 до +30 |
- УССВ, °С |
от -25 до +60 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: Счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
45 |
- при отключении питания, год, не менее |
5 |
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счетчика:
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал сервера БД:
-
- изменения значений результатов измерений;
-
- изменения коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН;
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и сервере БД.
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-счётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера БД;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- счётчика;
-
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
-
- счётчиках (функция автоматизирована);
-
- сервере БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о состоянии средств измерений;
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы паспорта-формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измеренийКомплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ 10 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10-I |
9 |
Трансформаторы напряжения измерительные |
ЗНОЛ.06-6 |
15 |
Счетчики электрической энергии статические |
Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G |
4 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1805RAL-P4GB-DW-4 |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
Паспорт-формуляр |
ПЭС.411711.АИИС.1377 ПФ |
1 |
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «УК «Навигатор», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», г. Москва, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ПравообладательАкционерное общество «Петроэлектросбыт» (АО «ПЭС»)
ИНН 7812013775
Юридический адрес: 195009, г. Санкт-Петербург, ул. Михайлова, д. 10, лит. А, помещ. 1Н
Телефон: (812) 334-76-01
E-mail: pes@pes.spb.ru
Web-сайт: www.petroelektrosbyt.ru
ИзготовительАкционерное общество «Петроэлектросбыт» (АО «ПЭС»)
ИНН 7812013775
Адрес: 195009, г. Санкт-Петербург, ул. Михайлова, д. 10, лит. А, помещ. 1Н Телефон: (812) 334-76-01
E-mail: pes@pes.spb.ru
Web-сайт: www.petroelektrosbyt.ru
Испытательный центрАкционерное общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600029, г. Владимир, ул. Аграрная, д. 14А
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312736.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «21» апреля 2025 г. № 776
Лист № 1
Всего листов 6
Регистрационный № 95262-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Титан-Полимер»
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Титан-Полимер» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов заинтересованным организациям.
и передачи полученной информации
многофункциональную, двухуровневую управлением и распределённой функцией
АИИС КУЭ представляет собой автоматизированную систему с централизованным измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством каналообразующей аппаратуры поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение измерительной информации.
На верхнем, втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet с использованием электронной подписи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (далее - ОРЭМ).
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, принимающим сигналы точного времени от навигационных систем ГЛОНАСС/GPS.
УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с. Сервер БД обеспечивает автоматическую коррекцию часов счетчиков. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств с фиксацией времени до и после коррекции или величиной коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ 1363) в цифровом формате указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером БД в составе уровня ИВК.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrologv.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Метрологические и технические характеристикиСостав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК Л И ИС КУЭ и их основные
о S о к |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
TH |
Счётчик |
УССВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
РУ-1 10 кВ Титан- Полимер, Ввод №1 |
ТОЛ-НТЗ-10-11 Кл. т. 0,28 Ктт 2000/5 Per. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10-07 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:л/3/100:л/3 Per. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17 |
УСВ-3 Per. № 64242-16 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,8 ±4,0 |
2 |
РУ-1 10 кВ Титан- Полимер, Ввод №2 |
ТОЛ-НТЗ-10-11 Кл. т. 0,28 Ктт 2000/5 Per. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10-07 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:л/3/100:л/3 Per. № 69604-17 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,8 ±4,0 | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 |
Примечания:
-
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3. Погрешность в рабочих условиях указана при cos ф = 0,8 инд, 1=0,02 Ihom и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °C до +60 °C.
-
4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения. Per. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
-
5. 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 АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
-
6. Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа.
-
7. Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
-
8. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические
ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
2 |
Нормальные условия: - параметры сети: - напряжение, % от ином |
99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos ф |
0,9 |
- температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: - параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
- частота, Г ц |
от 49,5 до 50,5 |
- коэффициент мощности cos ф |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
- температура окружающей среды в месте расположения: - ТТ и ТН, °С |
от -60 до +40 |
- счетчиков электроэнергии, °С |
от -40 до +60 |
- сервера, °С |
от +10 до +30 |
- УССВ, °С |
от -25 до +60 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: Счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
114 |
- при отключении питания, год, не менее |
40 |
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счетчика:
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал сервера БД:
-
- изменения значений результатов измерений;
-
- изменения коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН;
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и сервере БД.
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-счётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера БД;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- счётчика;
-
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
-
- счётчиках (функция автоматизирована);
-
- сервере БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о состоянии средств измерений;
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы паспорта-формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измеренийКомплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ-10-11 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ-10-07 |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
Паспорт-формуляр |
ПЭС.411711.АИИС.1363 ПФ |
1 |
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Титан-Полимер», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», г. Москва, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ПравообладательАкционерное общество «Петроэлектросбыт» (АО «ПЭС»)
ИНН 7812013775
Юридический адрес: 195009, г. Санкт-Петербург, ул. Михайлова, д. 10, лит. А, помещ. 1Н
Телефон: (812) 334-76-01
E-mail: pes@pes.spb.ru
Web-сайт: www.petroelektrosbyt.ru
ИзготовительАкционерное общество «Петроэлектросбыт» (АО «ПЭС»)
ИНН 7812013775
Адрес: 195009, г. Санкт-Петербург, ул. Михайлова, д. 10, лит. А, помещ. 1Н Телефон: (812) 334-76-01
E-mail: pes@pes.spb.ru
Web-сайт: www.petroelektrosbyt.ru
Испытательный центрАкционерное общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600029, г. Владимир, ул. Аграрная, д. 14А
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312736.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «21» апреля 2025 г. № 776
Регистрационный № 95263-25
Лист № 1
Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Трансформаторы напряжения JSQX-110V
Трансформаторы напряжения JSQX-110V (далее по тексту - трансформаторы измерительной информации приборам управления в
напряжения) предназначены для передачи сигнала измерения, защиты, автоматики, сигнализации и переменного тока промышленной частоты.
электрических цепях
Описание средства измерений Трансформаторы напряжения являются
электромагнитными
алюминиевого сплава,
трехфазными трансформаторами с элегазовой изоляцией. В герметичном баке из заполненном элегазом под давлением, расположены три блока обмоток. Плотность элегаза контролируется специальным монитором плотности. Для обеспечения безопасности предусмотрен предохранительный клапан с разрывной мембраной. Каждый из трех блоков трансформатора напряжения имеет три вторичных обмотки - две измерительных и одну защитную. Выводы вторичных обмоток подключены к клеммам контактной коробки на боковой поверхности бака трансформатора напряжения. На крышке горловины бака установлен проходной изолятор из эпоксидной смолы. Крышка контактной коробки пломбируется с использованием спецболтов для предотвращения несанкционированного доступа. Трансформаторы напряжения применяются в КРУЭ 110 кВ и предназначены для вертикальной установки.
Принцип действия трансформаторов напряжения основан на преобразовании посредством электромагнитной индукции переменного тока одного напряжения в переменный ток другого напряжения при неизменной частоте и без существенных потерь мощности.
К трансформаторам напряжения данного типа относятся трансформаторы напряжения JSQX-110V зав. № 3801240153, 3801240154, 3801240155, 3801240156.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер, идентифицирующий каждый экземпляр средства измерений, нанесен на маркировочной табличке методом тиснения в виде цифрового обозначения.
Общий вид средства измерений с указанием места пломбировки, места нанесения заводского номера приведен на рисунке 1.

Место пломбировки
Место нанесения
заводского номера
Рисунок 1 - Общий вид средства измерений с указанием места пломбировки, места нанесения заводского номера
Метрологические и технические характеристикиТаблица 1 -
Наименование характеристики |
Значение |
Номинальное напряжение первичной обмотки U1ном, кВ |
110/^3 |
Номинальное напряжение вторичной обмотки U2ном, В -1a-1n |
100/V3 |
-2a-2n |
100/V3 |
-da-dn |
100 |
Номинальная частота Гном, Гц |
50 |
Класс точности вторичной обмотки по ГОСТ 1983 -1a-1n |
0,2 |
-2a-2n |
0,2 |
-da-dn |
3Р |
Номинальная мощность вторичной обмотки, В^А -1a-1n |
50 |
-2a-2n |
50 |
-da-dn |
200 |
Таблица 2 - Основные технические
Наименование характеристики |
Значение |
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С |
от -30 до +50 |
наносится на титульный лист паспорта трансформатора напряжения типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на трансформаторы напряжения не предусмотрено.
Комплектность средства измеренийТаблица 3 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформатор напряжения |
JSQX-110V |
1 шт. |
Паспорт |
JSQX-110V |
1 экз. |
приведены в разделе «Общие сведения» паспорта трансформатора напряжения.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПриказ Росстандарта от 7 августа 2023 г. № 1554 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений коэффициента масштабного преобразования и угла фазового сдвига электрического напряжения переменного тока промышленной частоты в диапазоне от 0,1/^3 до 750/^3 кВ и средств измерений электрической емкости и тангенса угла потерь на напряжении переменного тока промышленной частоты в диапазоне от 1 до 500 кВ».
ПравообладательФирма «Xian XD High Voltage Apparatus Co., LTD.», Китай Юридический адрес: No.95, 12th Feng Cheng Road, Xian, China
Телефон: +86-029-88312666
Факс: +86-029-88832200
ИзготовительФирма «Xian XD High Voltage Apparatus Co., LTD.», Китай Адрес: No.95, 12th Feng Cheng Road, Xian, China
Телефон: +86-029-88312666
Факс: +86-029-88832200
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Научно-исследовательский центр прикладной метрологии - Ростест» (ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-кт, д. 31
Телефон: +7 (495) 544-00-00
E-mail: info@rostest.ru
Web-сайт: www.rostest.ru
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310639.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «21» апреля 2025 г. № 776
Лист № 1
Всего листов 4
Регистрационный № 95264-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Трансформаторы тока LMH-170
Назначение средства измеренийТрансформаторы тока LMH-170 (далее по тексту - трансформаторы тока) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока промышленной частоты.
Описание средства измеренийТрансформаторы тока являются трехфазными электромагнитными трансформаторами. Трансформаторы тока представляют собой бак из алюминиевого сплава, в котором расположены три блока катушек. В каждом блоке установлено до шести сердечников с вторичными обмотками. Вторичные обмотки равномерно намотаны на ленточные тороидальные магнитопроводы, выполненные из электротехнической стали, и обмотаны изолирующей лентой. Предусмотрено обеспечение нескольких коэффициентов трансформации. Выводы вторичных обмоток и вывод заземления расположены в шкафу управления выключателя и закрываются крышкой с возможностью пломбирования для предотвращения несанкционированного доступа. Первичной обмоткой трансформаторов тока служит высоковольтная часть оборудования КРУЭ 110 кВ. На корпусе трансформаторов тока размещена маркировочная табличка с указанием технических данных.
Принцип действия трансформаторов тока основан на явлении электромагнитной индукции переменного тока. Ток первичной обмотки трансформаторов тока создает переменный магнитный поток в магнитопроводе, вследствие чего во вторичной обмотке создается ток, пропорциональный первичному току.
К трансформаторам тока данного типа относятся трансформаторы тока LMH-170 зав. № 3024231440, 3024231441, 3024231442, 3024231443, 3024231445, 3024231446, 3024231447, 3024231448, 3024231449, 3024231450, 3024231451, 3024231452, 3024231453, 3024231454, 3024231455, 3024231456, 3024231457, 3024231458, 3024231459, 3024231460, 3024231461, 3024231462, 3024231463, 3024231464, 3024231465, 3024231466, 3024231536.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер, идентифицирующий каждый экземпляр средства измерений, нанесен на маркировочной табличке методом тиснения в виде цифрового обозначения.
Общий вид средства измерений с указанием места пломбировки, места нанесения заводского номера приведен на рисунке 1.
Е
Место нанесения заводского номера

Рисунок 1 - Общий вид средства измерений с указанием места пломбировки, места нанесения заводского номера
Место пломбировки
ГТ
Таблица 1.1 -
Наименование характеристики |
Значение для заводских номеров |
3 024231440, 3 024231441, 3 024231442, 3024231443, 3024231445, 3024231446, 3024231447, 3024231536 | |
Номинальный первичный ток 11ном, А |
1200;2000 |
Номинальный вторичный ток 12ном, А |
1 |
Номинальная частота Гном, Гц |
50 |
Класс точности вторичных обмоток по ГОСТ 7746 для измерений и учета |
0,2S |
Номинальная вторичная нагрузка (с коэффициентом мощности cos ф = 0,8), В^А |
10 |
Таблица 1.2 -
Наименование характеристики |
Значение для заводских номеров |
3024231448, 3024231449, 3024231450, 3024231451, 3024231452, 3024231453 | |
Номинальный первичный ток 11ном, А |
800; 1200 |
Номинальный вторичный ток 12ном, А |
1 |
Номинальная частота Гном, Г ц |
50 |
Класс точности вторичных обмоток по ГОСТ 7746 для измерений и учета |
0,2S |
Номинальная вторичная нагрузка (с коэффициентом мощности cos ф = 0,8), В^А |
10 |
Таблица 1.3 -
Наименование характеристики |
Значение для заводских номеров |
3024231454, 3024231455, 3024231456, 3024231457 | |
Номинальный первичный ток 11ном, А |
250; 500; 750 |
Номинальный вторичный ток I2ном, А |
1 |
Номинальная частота Гном, Гц |
50 |
Класс точности вторичных обмоток по ГОСТ 7746 для измерений и учета |
0,2S |
Номинальная вторичная нагрузка (с коэффициентом мощности cos ф = 0,8), В^А |
10 |
Таблица 1.4 -
Наименование характеристики |
Значение для заводских номеров |
3024231458, 3024231459, 3024231460, 3024231461, 3024231462, 3024231463, 3024231464 | |
Номинальный первичный ток 11ном, А |
500; 750 |
Номинальный вторичный ток 12ном, А |
1 |
Номинальная частота Гном, Г ц |
50 |
Класс точности вторичных обмоток по ГОСТ 7746 для измерений и учета |
0,2S |
Номинальная вторичная нагрузка (с коэффициентом мощности cos ф = 0,8), В^А |
10 |
Таблица 1.5 -
Наименование характеристики |
Значение для заводских номеров |
3024231465, 3024231466 | |
Номинальный первичный ток 11ном, А |
2000; 4000 |
Номинальный вторичный ток 12ном, А |
1 |
Номинальная частота Гном, Г ц |
50 |
Класс точности вторичных обмоток по ГОСТ 7746 для измерений и учета |
0,2S |
Номинальная вторичная нагрузка (с коэффициентом мощности cos ф = 0,8), В^А |
10 |
Таблица 2 - Основные технические
Наименование характеристики |
Значение |
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С |
от -60 до +40 |
наносится на титульный лист паспорта трансформатора тока типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на трансформаторы тока не предусмотрено.
Комплектность средства измеренийТаблица 3 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформатор тока |
LMH-170 |
1 шт. |
Паспорт |
LMH-170 |
1 экз. |
приведены в разделе «Общие сведения» паспорта трансформатора тока.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПриказ Росстандарта от 21 июля 2023 г. № 1491 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений коэффициентов преобразования силы электрического тока».
ПравообладательФирма «Xian XD High Voltage Apparatus Co., LTD.», Китай Юридический адрес: No.95, 12th Feng Cheng Road, Xian, China
Телефон: +86-029-88312666
Факс: +86-029-88832200
ИзготовительФирма «Xian XD High Voltage Apparatus Co., LTD.», Китай Адрес: No.95, 12th Feng Cheng Road, Xian, China
Телефон: +86-029-88312666
Факс: +86-029-88832200
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Научно-исследовательский центр прикладной метрологии - Ростест» (ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-кт, д. 31
Телефон: +7 (495) 544-00-00
E-mail: info@rostest.ru
Web-сайт: www.rostest.ru
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310639.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «21» апреля 2025 г. № 776
Лист № 1
Всего листов 6
Регистрационный № 95265-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения
Назначение средства измеренийСистема измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти.
Описание средства измеренийПринцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительных преобразователей счетчиков-расходомеров поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси и массу нетто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта. В состав СИКНС входят:
-
1) Блок измерительных линий (БИЛ).
-
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) Блок фильтров (далее - БФ).
Состав СИКНС представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
Наименование и тип средства измерений |
Место установки |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF 400 |
БИЛ |
45115-10 |
Преобразователи измерительные 644 |
БИЛ, БИК |
14683-09 |
Т ермопреобразователи сопротивления платиновые 65 |
БИЛ, БИК |
22257-11 |
Датчики давления Метран-150 мод. Метран-150TG3 |
БИЛ, БИК |
32854-09 |
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 мод. ВСН-2-50-100-01 |
БИК |
24604-12 |
Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ мод. ВСН-АТ.050.040.БМ-100 |
БИК |
42678-09 |
Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 |
БИК |
52638-13 |
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ |
СОИ |
57563-14 |
Примечание — В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утверждённых типов. Кроме того, в состав блока измерений параметров нефти входит расходомер. |
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- прямые динамические измерения массы нефтегазоводяной смеси по каждой измерительной линии;
-
- отбор объединённой пробы в соответствии с ГОСТ 2517-2012;
-
- поверку счётчиков-расходомеров массовых на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
-
- контроль метрологических характеристик счётчиков-расходомеров массовых без нарушения режима непрерывности процесса измерения с возможностью автоматического формирования и печати протоколов контроля метрологических характеристик;
-
- определение массы нефтегазоводяной смеси по СИКНС в целом;
-
- косвенные измерения массы нетто нефти по СИКНС в целом.
СИКНС может вести измерение массы одновременно с применением трёх измерительных линий.
Место расположения СИКНС, заводской номер БН 03 2014, на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения. Пломбирование средств измерений, находящихся в составе системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения осуществляется согласно требований их описаний типа и/или МИ 3002-2006 и/или инструкции по эксплуатации СИКНС. Заводской номер СИКН указан ударным способом в виде цифрового обозначения на информационной табличке на входе в блок измерительных линий. Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Общий вид СИКНС представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид СИКНС
Программное обеспечениеСистема имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в измерительновычислительном комплексе (ИВК) и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора. Идентификационные признаки ПО АРМ оператора СИКНС не выведены для индикации и недоступны пользователям системы.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 -
обеспечения
данные
Идентификационные данные (признаки) |
ИВК |
Идентификационное наименование ПО |
MBK |
Номер версии ПО |
06.25 |
Цифровой идентификатор ПО |
1990 |
Метрологические и технические характеристики
Таблица 3 -
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
от 65 до 1090 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтегазоводяной смеси, % |
±0,25 |
таблицы 3
1 |
2 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений | |
массы нетто нефти в составе измеряемой среды, %, при | |
содержании объемной доли воды в измеряемой среде, %: | |
- при определении массовой доли воды в лаборатории: | |
от 0 до 5 включ. |
±1,0 |
св. 5 до 15 включ. |
±(0,15 ф* + 0,25) |
св. 15 до 20 включ. |
±(0,075 ф* + 1,375) |
- при использовании влагомера сырой нефти | |
ВСН-2-50-100-01: | |
св. 6 до 15 включ. |
±(0,15 ф* + 0,25) |
св. 15 до 35 включ. |
±(0,075 ф* + 1,375) |
св. 30 до 55 включ. |
±(0,15 ф* - 1,25) |
св. 55 до 65 включ. |
±(0,3 ф* - 9,5) |
св. 65 до 70 включ. |
±10 |
св. 70 до 85 включ. |
±20 |
- при использовании влагомера сырой нефти | |
ВСН-АТ.050.040.БМ-100: | |
св. 6 до 15 включ. |
±(0,15 ф* + 0,25) |
св. 15 до 35 включ. |
±(0,075 ф* + 1,375) |
св. 30 до 55 включ. |
±(0,15 ф* - 1,25) |
св. 55 до 65 включ. |
±(0,3 ф* - 9,5) |
св. 65 до 70 включ. |
±10 |
св. 70 до 90 включ. |
±20 |
Примечания | |
1 Расход по одной измерительной линии не превышает 500 т/ч. | |
2 ф - значение объёмной доли воды в измеряемой среде, |
%. |
Таблица 4 - Основные технические
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных линий |
3 (2 рабочие 1 контрольно-резервная) |
Характеристики измеряемой среды:
|
от +20 до +50 от 0,3 до 4,0 от 830 до 905 от 1001 до 1020 90 от 0,7 до 1,4 от 0,1 до 20 |
таблицы 4
1 |
2 |
- массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, не более |
0,1 |
- массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3, не более |
900 |
Режим работы |
непрерывный |
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С - для первичных преобразователей |
от +5 до +35 |
- СОИ (ИВК и АРМ оператора) |
от +18 до +25 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения |
1 экз. | |
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 экз. |
приведены в документе ВЯ-1783/2023 «Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) на ПНС ДНС № 5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения», аттестованном ФБУ «Тюменский ЦСМ», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2024.47854.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПостановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.2.1);
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».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «РН-Юганскнефтегаз»
(ООО «РН-Юганскнефтегаз»)
ИНН 8604035473
Юридический адрес: 628301, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г.о. Нефтеюганск, г. Нефтеюганск, ул. Ленина, стр. 26
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «Аргоси Аналитика» (ООО «Аргоси Аналитика»)
ИНН 7702606130
Юридический адрес: 107113, г. Москва, ул. Сокольнический вал, д. 6, к. 1
Адрес места осуществления деятельности: 115054, г. Москва, Стремянный пер., д. 38
Испытательный центрФедеральное 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, Тюменская обл., г.о. город Тюмень, 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 «21» апреля 2025 г. № 776
Лист № 1
Всего листов 7
нефтегазоводяной
Регистрационный № 95266-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров смеси в районе К-285 Приобского месторождения
Назначение средства измеренийСистема измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси в районе К-285 Приобского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти.
Описание средства измеренийПринцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси с помощью счётчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительных преобразователей счётчиков-расходомеров поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси и массу нетто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и её компоненты. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта. В состав СИКНС входят:
-
1) Блок измерительных линий (БИЛ), предназначенный для изменения массового расхода нефти.
-
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.
Состав СИКНС представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
Наименование и тип средства измерений |
Место установки |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF 400 |
БИЛ |
13425-06 |
Счётчики-расходомеры массовые МИР* |
БИЛ |
68584-17 |
Преобразователи давления измерительные серии 40 мод. 4385 |
БИЛ, БИК |
19422-03 |
Датчики давления Метран-150 мод. Метран-150TG* |
БИЛ, БИК |
32854-09 32854-13 |
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 |
БИЛ, БИК |
32460-06 |
Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 мод. МВН-1.1 Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 мод. МВН-1.2* Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 мод. МВН-1.3* |
БИК |
28239-04 63973-16 |
Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 |
БИК |
15644-06 |
Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК |
СОИ |
24063-06 |
Примечания
|
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- прямые динамические измерения массы нефтегазоводяной смеси по каждой измерительной линии;
-
- отбор объединённой пробы в соответствии с ГОСТ 2517-2012;
-
- поверку счётчиков-расходомеров массовых на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
-
- контроль метрологических характеристик счётчиков-расходомеров массовых без нарушения режима непрерывности процесса измерения с возможностью автоматического формирования и печати протоколов контроля метрологических характеристик;
-
- определение массы нефтегазоводяной смеси по СИКНС в целом;
-
- косвенные измерения массы нетто нефти по СИКНС в целом.
СИКНС может вести измерение массы одновременно с применением четырёх измерительных линий.
Место расположения СИКНС, заводской номер 111, в районе К-285 Приобского месторождения. Пломбирование средств измерений, находящихся в составе СИКНС осуществляется согласно требований одного из следующих документов: описание типа средства измерений, методика поверки средства измерений, инструкция по эксплуатации СИКНС или МИ 3002-2006. Заводской номер в виде цифрового обозначения нанесен ударным способом на информационной табличке на входе в блок измерительных линий и на входе в блок качества нефти. Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Общий вид СИКНС представлен на рисунке 1.

- Общий вид СИКНС
Рисунок 1
Место нанесения заводского номера

Рисунок 2 - Место нанесения заводского номера
Программное обеспечениеСистема имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в измерительновычислительном комплексе (ИВК) и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора. Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учётом влияния программного обеспечения на результаты измерений.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 -
обеспечения
данные
Идентификационные данные (признаки) |
ИВК |
АРМ |
Идентификационное наименование ПО |
УЗЕЛ УЧЕТА НЕФТИ |
InTouch WindowMaker |
Номер версии ПО |
01.220408 |
8.0.2 0586.0187.0000.0000 |
_______Значение_______ 4 (3 рабочих,
1 контрольная-резервная)
от +5 до +35 от +18 до +25
Таблица 3 -
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
от 108 до 1635 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтегазоводяной смеси, % |
± 0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды, % |
± 1,0 |
Примечание — Расход по одной измерительной линии не превышает 500 т/ч. |
Количество измерительных линий
Таблица 4 - Основные технические характеристики Наименование характеристики
Характеристики измеряемой среды: - температура, °С |
от +15 до +60 |
- давление в измерительной линии, МПа |
от 1,0 до 4,0 |
- плотность обезвоженной дегазированной нефти при | |
температуре +20 °С, кг/м3 |
от 868 до 880 |
- плотность пластовой воды при температуре +20 °С, кг/м3 |
от 1001 до 1005 |
- объёмная доля воды в нефтегазоводяной смеси, %, не более |
1,0 |
- плотность газа, приведённая к стандартным условиям, кг/м3 |
от 0,8 до 1,0 |
- объёмная доля растворённого газа в нефтегазоводяной смеси, | |
м3/м3, не более |
10 |
- массовая доля механических примесей в обезвоженной | |
дегазированной нефти, %, не более |
0,05 |
- массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной | |
дегазированной нефти, мг/дм3, не более |
900 |
- содержание свободного газа |
не допускается |
Режим работы___________________
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, °С
-
- для первичных преобразователей
-
- СОИ (ИВК и АРМ оператора)
непрерывный
Знак утверждения типананосится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество, экз./шт. |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси в районе К-285 Приобского месторождения |
1 экз. | |
Инструкция по эксплуатации |
1 экз. |
приведены в документе ВЯ-1844 /2024 Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества параметров нефтегазоводяной смеси (СИКНС) в районе К-285 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», аттестованном ФБУ «Тюменский ЦСМ», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1844/01.00248-2014/2024 от 10 октября 2024 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПостановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.2.1);
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».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «РН-Юганскнефтегаз» (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)
ИНН 8604035473
Юридический адрес: 628301, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г.о. Нефтеюганск, г. Нефтеюганск ул. Ленина, стр. 26
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «Научно-Производственное предприятие ОЗНА-Инжиниринг»
(ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»)
ИНН 0278096217
Адрес: 450071, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, д. 205А, эт. 1, оф. 19
Испытательный центрФедеральное 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, Тюменская обл., г.о. город Тюмень, 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 «21» апреля 2025 г. № 776
Лист № 1
Всего листов 5
Регистрационный № 95267-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Газоанализаторы многокомпонентные ОХТА
Назначение средства измеренийГазоанализаторы многокомпонентные ОХТА (далее - газоанализаторы) предназначены для измерений объемной доли кислорода и диоксида углерода в таре, упаковке и бункере при использовании метода хранения пищевых продуктов в модифицированной атмосфере, а также выдачи предупредительной и аварийной сигнализации при превышении или понижении установленных пороговых значений содержания определяемого компонента.
Описание средства измеренийПринцип измерений газоанализаторов - электрохимический, основанный на измерении тока, вырабатываемого в результате электрохимической реакции в присутствии определяемого вещества на рабочем электроде (для определяемого компонента O2), и инфракрасный, основанный на селективном поглощении молекулами определяемого компонента электромагнитного излучения и измерении интенсивности инфракрасного излучения после прохождения им среды, содержащей определяемый компонент (для определяемого компонента СО2).
Способ отбора пробы - принудительный, определяемый газ подается встроенным в прибор вакуумным эжектором.
Конструктивно газоанализаторы представляют собой автоматические приборы непрерывного действия в стационарном исполнении. Газоанализаторы состоят из одного блока, который представляет собой корпус с размещенными внутри функциональными частями: воздушный фильтр, регулятор давления, пневматический клапан, вакуумный датчик, блок питания, датчик О2, датчик СО2, нормализатор сигнала, управляющий контроллер с дисплеем. Корпус анализаторов изготовлен из металлических листов.
Газоанализаторы изготавливаются в 3 моделях - ОХТА-мини, ОХТА-Флоупак, ОХТА-ТФ, которые отличаются системой отбора пробы, габаритными размерами и массой.
ОХТА-Флоупак использует свободный вход подачи пробы и калибровочных газов без контроля клапанами, способ отбора и подачи газовой смеси принудительный посредством эжектора Вентури, управляемого клапаном.
ОХТА-ТФ использует входы подачи, контролируемые сборкой клапанов, отдельно для пробы и 2-х калибровочных газов, способ отбора и подачи газовой смеси принудительный посредством эжектора Вентури, управляемого клапаном.
ОХТА-мини использует совмещенные входы подачи пробы и калибровочных газов, но с подключаемым клапанами для раздельной подачи с задней или передней панели прибора в зависимости от режима (анализ из линии или точечная проба из упаковки), способ отбора принудительный посредством электрического насоса.
Для передачи измерительной информации используется интерфейс Matrix 1020-70-0.
На лицевой панели газоанализаторов расположен дисплей закрытого типа с крышкой.
Функционально газоанализаторы обеспечивают:
-
- непрерывное автоматическое измерение концентрации O2 и/или CO2 в газовой смеси в упаковочных машинах и в воздухе;
-
- установка нуля и наклона калибровочной кривой (калибровка по 1-й и 2-м точкам, по атмосферному воздуху и по газовой смеси);
-
- контроль разрежения внутри газоанализатора при помощи датчика вакуума на предмет разгерметизации канала подачи пробы или его засорения и выдачи аварийного сигнала при выходе значения вакуума из диапазона;
-
- выдача аварийного сигнала (реле типа «сухой контакт») при выходе концентрации определяемых газов за пределы диапазона (как выше, так и ниже заданного уровня);
-
- выдача цифровых сигналов по интерфейсам для визуального контроля значения концентрации определяемых газов.
Общий вид газоанализаторов приведен на рисунке 1.
Нанесение знака поверки на газоанализаторы не предусмотрено. Газоанализаторы имеют серийные номера, которые в виде цифрового обозначения наносятся методом лазерной гравировки на идентификационную табличку (рисунок 2), закрепленную на газоанализаторов.
задней стенке
Пломбирование от несанкционированного доступа не предусмотрено.

а) мод. ОХТА-Флоупак

б) мод. ОХТА-ТФ
Рисунок 1 - Общий вид газоанализаторов

в) мод. ОХТА-мини
ООО’'ТИАИАГ
I Нщ^Ь- .ОХТА-Флоупм I еерщ)ныЯ1«мй&- 0007______ I
Рисунок 2 - Идентификационная табличка
Программное обеспечениеобеспечение (далее - ПО), задач измерения содержания
Газоанализаторы имеют встроенное программное разработанное изготовителем специально для решения концентрации газов.
50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р средств защиты от преднамеренных изменений.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 -
ПО
данные
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
SMLogix |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.34.0354 |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
b0c0a1f99c5493c50769270f5b94f2d4 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
md5 |
Метрологические и основные технические характеристики газоанализаторов приведены в таблицах 2 - 3, показатели надежности - в таблице 4.
Таблица 2 -
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений объемной доли кислорода (О2), % |
от 0 до 20,9 от 0 до 1001) |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли кислорода, % |
±0,1 |
Диапазон измерений объемной доли диоксида углерода (СО2), % |
от 0 до 100 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли диоксида углерода (CO2), % |
±3 |
1) По специальному заказу. |
Таблица 3 - Технические
Наименование характеристики |
Значение |
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В |
220 |
- частота переменного тока, Гц |
50 |
- напряжение постоянного тока, В |
от 5 до 24 |
Потребляемая мощность, В^А, не более |
100 |
Габаритные размеры (ШхДхВ), мм, не более: - мод. ОХТА-Флоупак |
250х400х200 |
- мод. ОХТА-ТФ |
250х400х200 |
- мод. ОХТА-мини |
250x250x200 |
Масса, кг, не более: - мод. ОХТА-Флоупак |
7 |
- мод. ОХТА-ТФ |
8 |
- мод. ОХТА-мини |
5 |
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С |
от +5 до +40 |
- относительная влажность, %, не более |
80 |
- атмосферное давление, кПа |
от 84 до 106,7 |
Таблица 4 - Показатели надежности
Наименование характеристики |
Значение |
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
10 000 |
Срок службы, лет, не менее |
7 |
наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта.
Комплектность средства измеренийКомплектность газоанализаторов приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплект поставки
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Газоанализатор многокомпонентный |
ОХТА |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации |
- |
1 экз. |
Шнур электрического питания |
- |
1 шт. |
Трубка отбора пробы |
- |
1 шт. |
Паспорт |
- |
1 экз. |
приведены в разделе 4 «Принцип работы» и 5.1 «Запуск и остановка измерения» документов «Газоанализаторы многокомпонентные ОХТА модели ОХТА-ТФ. Руководство по эксплуатации», «Газоанализаторы многокомпонентные ОХТА модели ОХТА-Флоупак. Руководство по эксплуатации», «Газоанализаторы многокомпонентные ОХТА модели ОХТА-мини. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПриказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 декабря 2020 г. № 2315 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений содержания компонентов в газовых и газоконденсатных средах»;
ГОСТ 13320-81 Газоанализаторы промышленные автоматические. Общие технические условия;
ТУ 26.51.53-004-0113669666-2023 «Газоанализаторы многокомпонентные ОХТА. Технические условия».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «ТИАМАТ» (ООО «ТИАМАТ»)
ИНН 1648047667
Юридический адрес: 109428, г. Москва, Рязанский пр-кт, д. 22, к. 2, помещ. XIV, ком. 25 Телефон: 8(967)138-65-13
E-mail: info@dkg-group.ru
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «ТИАМАТ» (ООО «ТИАМАТ»)
ИНН 1648047667
Юридический адрес: 109428, г. Москва, Рязанский пр-кт, д. 22, к. 2, помещ. XIV, ком. 25 Адрес места осуществления деятельности: 108823, г. Москва, п. Рязановское, п. Знамя Октября, д. 34, стр. 2
Телефон: 8(967)138-65-13
E-mail: info@dkg-group.ru
Испытательный центрОбщество 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.
