• Главная
  • Госреестр средств измерений
  • Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбокомпрессора 5 паровоздуходувной станции АО "ЕВРАЗ ЗСМК"

Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбокомпрессора 5 паровоздуходувной станции АО "ЕВРАЗ ЗСМК" Нет данных

Описание

Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбокомпрессора 5 паровоздуходувной станции АО "ЕВРАЗ ЗСМК" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 75220-19 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ ИЦ316. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: АО "ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат" (ЕВРАЗ ЗСМК), г.Новокузнецк.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 1 год
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбокомпрессора 5 паровоздуходувной станции АО "ЕВРАЗ ЗСМК" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбокомпрессора 5 паровоздуходувной станции АО "ЕВРАЗ ЗСМК" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
75220-19
НаименованиеСистема измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбокомпрессора 5 паровоздуходувной станции АО "ЕВРАЗ ЗСМК"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительАО "ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат" (ЕВРАЗ ЗСМК), г.Новокузнецк
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ ИЦ316
НазначениеСистема измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбокомпрессора № 5 паровоздуходувной станции АО «ЕВРАЗ ЗСМК» (ИС) предназначена для измерений давления (кислорода, воздуха, пара, воды, кислородно-воздушной смеси, масла, конденсата), температуры (масла, воздуха, воды, пара, кислородно-воздушной смеси, кислорода, металла, колодки, вкладыша), уровня (масла, воды), объемного расхода воды, разрежения конденсата, вибрации подшипника, сопротивления воздухоохладителя и процентной концентрации кислорода; для автоматического непрерывного контроля технологических параметров, их визуализации, регистрации и хранения, диагностики состояния оборудования ИС, формирования сигналов предупредительной и аварийной сигнализации.
ОписаниеИС является средством измерений единичного производства. Принцип действия ИС состоит в том, что первичные измерительные преобразователи непрерывно выполняют измерение физических величин и их преобразование в унифицированные электрические сигналы, поступающие на модули аналогового ввода программируемого контроллера. Контроллер циклически опрашивает поступившие сигналы и выполняет их аналого-цифровое преобразование, осуществляет преобразование цифровых кодов в значения технологических параметров. С контроллера, по цифровому каналу, информация поступает на сервера станций визуализации, предназначенных для отображения параметров технологических процессов в физических величинах и ведения архива данных. В ИС предусмотрено дублирование серверов, что обеспечивает возможность предоставления информации и долговременное хранение при отказе одного из них. Конструктивно ИС представляет собой трехуровневую систему, построенную по иерархическому принципу. Измерительные каналы (ИК) ИС состоят из следующих компонентов (по ГОСТ Р 8.596-2002): 1) измерительные компоненты – первичные и вторичные измерительные преобразователи, имеющие нормированные метрологические характеристики (нижний уровень ИС); 2) комплексный компонент – контроллер программируемый (PLC) SIMATIC S7-400 с центральным процессором CPU 414-3DP (средний уровень ИС); 3) вычислительные компоненты – автоматизированное рабочее место (АРМ), предназначенные для отображения параметров технологических процессов, состояния оборудования ИС, выдачи аварийной сигнализации, ввода технологических параметров (верхний ИС); 4) связующие компоненты – технические устройства и средства связи, используемые для приема и передачи сигналов, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента ИС к другому; 5) вспомогательные компоненты – приборы световой и звуковой сигнализации, используемые для отображения состояния отдельных рабочих процессов и работы оборудования, а также для сигнализации неисправностей. Информационные табло, предназначенные для дополнительного отображения значений технологических параметров Измерительные каналы ИС имеют простую структуру, которая позволяет реализовать прямой метод измерений путем последовательных измерительных преобразований. ИС имеет в своем составе 115 измерительных канала. Структурная схема ИС приведена на рисунке 1. Все компоненты ИС размещаются в специализированных запираемых шкафах, размещенных в специальных помещениях, имеющие ограничение доступа. ИТ- информационное табло; ПИП- первичный измерительный преобразователь; ВИП- вторичный измерительный преобразователь Рисунок 1 - Структурная схема ИС Пломбирование ИС не предусмотрено.
Программное обеспечениеИС работает под управлением программного обеспечения (ПО) состоящего из следующих компонентов: - SIMATIC WinCC 7 и разработанного на его основе программного проекта автоматизации «TK5». ПО SCADA (метрологически значимая часть ПО ИС) выполняет функцию отображения результатов измерений технологических параметров, сообщений, мнемосхем, основных параметров технологического процесса, сигналов сигнализации, а также передачи управляющих воздействий от оператора; - STEP7 и разработанного на его основе программного проекта автоматизации «PLC_Real_TK5». ПО контроллеров SIMATIC S7-400 (метрологически значимая часть ПО ИС) осуществляет автоматизированный сбор, передачу, обработку измерительной информации, обеспечивает работу блокировок, предупредительной и аварийной сигнализации. Защита от несанкционированного изменения параметров настроек измерительных каналов, алгоритмов измерений, преобразования и вычисления параметров метрологически значимой части ПО обеспечивается системой паролирования доступа к интерфейсу ПО. Идентификационные данные ПО ИС приведены в таблице 1. Таблица 1– Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОПроект контроллера PLC: «PLC_Real_TK5» Проект WinCC подсистемы визуализации: «TK5»
Номер версии (идентификационный номер ПО)–
Цифровой идентификатор ПОДля файла конфигурации проекта PLC «PLC_Real_TK5»: PLC_Real_TK5ombstxoffline0000002BAUSTEIN.DBT bdc605fbfdc40bf71a9b855955a0f057 PLC_Real_TK5ombstxoffline0000002SUBBLK.DBT 22e2daff19acde708d02570650c26442 Для файла конфигурации проекта WinCC «TK5»: TK5TK5.MCP b5efced9a4ab7262d0096df37ad5a2b5 TK5TK5.mdf 6288df01309f7f81e6625e31928be8d6
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО контроллера. Уровень защиты ПО контроллера и ПО АРМ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню "высокий" по классификации Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 – Основные технические характеристики
Наименования характеристикиЗначение
Параметры электрического питания: – напряжение переменного тока, В – частота переменного тока, Гц – напряжение постоянного тока, В220±22 50/60 24±2,4
Параметры сигналов с измерительных преобразователей: электрический ток (по ГОСТ 26.011-80), мА сигналы с термопар с номинальными статическими характеристиками преобразования (по ГОСТ Р 8.585-2001), мВ сигналы с термопреобразователей сопротивления с номинальными статическими характеристиками преобразования (по ГОСТ 6651-2009), Омот 4 до 20 от 0 до 45,1 от 50 до 71,30
Климатические условия эксплуатацииопределены документацией компонентов ИС
Средний срок службы, лет, не менее8
ПО ИС поддерживает синхронизацию с сервером точного времени, обеспечивая привязку времени полученных данных к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UТС (SU) с погрешностью в пределах ±1 с. Таблица 3 – Метрологические характеристики
№ ИКНаименование ИК Диапазон измерений физической величины, ед. измеренийСИ, входящие в состав ИК ИУСГраницы допускаемой основной погрешности ИКГраницы допускаемой погрешности ИК в рабочих условиях
123456789
Центральный процессор контроллера программируемого Simatic S7-400 CPU414-3 PN/DP
1Давление пара перед главной паровой задвижкойот 0 до 100 кгс/см²Датчик давления Метран-100 (далее- Метран-100)22235-01γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,0 %
2Давление пара перед стопорным клапаномот 0 до 100 кгс/см²Преобразователь давления измерительный EJA, мод. 530 (далее- EJA, мод. 530)14495-09γ=±0,2 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,1 %
Продолжение таблицы 3
123456789
3Уровень масла в маслобакеот -2660 до 440 ммПреобразователь давления измерительный EJХ, мод. 530 (далее- EJX, мод. 530)28456-09γ=±0,04 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,5 %γ=±1,1 %
4Вибрация в районе опорного подшипника компрессора, вертикальнаяот 0 до 16 мм/сВибропреобразователь АНС 066, мод. АНС 066-02 (далее- АНС 066-02)14113-94δ=±4 % δ=±0,13 %/1 ºСγ=±7,4 % δ=±30,4 %
5Вибрация в районе опорно-упорного подшипника компрессора, вертикальнаяот 0 до 16 мм/сАНС 066-0214113-94δ=±4 % δ=±0,13 %/1 ºСγ=±7,4 % δ=±30,4 %
6Вибрация в районе опорно-упорного подшипника компрессора, горизонтальнаяот 0 до 15 мм/сАНС 066-0214113-94δ=±4 % δ=±0,13 %/1 ºСγ=±7,4 % δ=±30,4 %
Продолжение таблицы 3
123456789
7Вибрация в районе опорного подшипника компрессора, горизонтальнаяот 0 до 16 мм/сАНС 066-0214113-94δ=±4 % δ=±0,13 %/1 ºСγ=±7,4 % δ=±30,4 %
8Температура пара перед главной паровой задвижкойот 0 до +1100 ºСПреобразователь термоэлектрический кабельный КТХА (далее- КТХА)36765-09Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
9Давление воздуха в нагнетании компрессора после обратного клапанаот 0 до 6 кгс/см²Метран-10022235-01γ=±0,5 %γ=±0,3 %/10 ºСγ=±0,8 %γ=±1,9 %
10Давление пара в думмисеот 0 до 16 кгс/см²EJX, мод. 53028456-09γ=±0,04 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,5 %γ=±1,1 %
11Давление кислорода перед регулирующим клапаномот 0 до 0,1 кгс/см²Метран-10022235-01γ=±0,5 %γ=±0,3 %/10 ºСγ=±0,8 %γ=±1,9 %
12Давление воды после конденсатора в циркводоводе № 3от 0 до 2,5 кгс/см²EJX, мод. 53028456-09γ=±0,04 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,5 %γ=±1,1 %
13Давление воды после конденсатора в циркводоводе № 1от 0 до 2,5 кгс/см²EJX, мод. 53028456-09γ=±0,04 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,5 %γ=±1,1 %
Продолжение таблицы 3
123456789
14Расход воды на деаэраторот 0 до 160 м³/чМетран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±1,0 %γ=±1,4 %
15Давление пара в отборе на подогреватель низкого давления № 1от 0 до 1 кгс/см²Датчик давления Метран-150 (далее- Метран-150)32854-13γ=±0,2 %γ=±0,32 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±2,3 %
16Давление пара в отборе на подогреватель низкого давления № 3от 0 до 10 кгс/см²Метран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,0 %
17Уровень воды в подогревателе низкого давления № 1от 0 до 630 ммМетран-15032854-06γ=±0,2 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,1 %
18Уровень воды в подогревателе низкого давления № 2от 0 до 630 ммМетран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,0 %
19Уровень воды в подогревателе низкого давления № 3от 0 до 630 ммМетран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,0 %
20Разрежение конденсата в конденсатореот -1 до 0 кгс/см²Метран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,0 %
Продолжение таблицы 3
123456789
21Уровень воды в конденсатореот 0 до 1000 ммПреобразователь давления измерительный EJA, мод. 110 (далее- EJA, мод. 110)14495-09γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,1 %
22Давление конденсатной водыот 0 до 16 кгс/см²Преобразователь давления измерительный Sitrans P типа 7MF1564 (далее - Sitrans P типа 7MF1564)45743-10γ=±0,25 %γ=±0,25 %γ=±0,6 %γ=±0,9 %
23Давление конденсатной воды после фильтра тонкой очисткиот 0 до 16 кгс/см²Преобразователь давления измерительный S-10 (далее- S-10)38288-13γ=±0,5 %γ=±0,2 %/10 Кγ=±0,8 %γ=±1,7 %
24Давление масла после турбомасляного насосаот 0 до 10 кгс/см²S-1038288-13γ=±0,5 %γ=±0,2 %/10 Кγ=±0,8 %γ=±1,7 %
25Давление масла после главного масляного насосаот 0 до 16 кгс/см²EJX, мод. 53028456-09γ=±0,04 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,5 %γ=±1,1 %
Продолжение таблицы 3
123456789
26Давление масла до главного масляного насосаот 0 до 6 кгс/см²Метран-15032854-09γ=±0,2 %γ=±0,07 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,0 %
27Давление масла после электромасляного насосаот 0 до 1 кгс/см²Метран-15032854-09γ=±0,2 %γ=±0,32 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±2,3 %
28Давление масла на подшипникиот 0 до 2,5 кгс/см²Метран-15032854-09γ=±0,2 %γ=±0,14 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,3 %
29Давление воды в циркводоводе № 1 перед конденсатором от 0 до 2 кгс/см²EJX, мод. 53028456-09γ=±0,04 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,5 %γ=±1,1 %
30Давление пара перед стопорным клапаном (резервный датчик)от 0 до 100 кгс/см²EJA, мод. 53014495-09γ=±0,2 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,1 %
31Вибрация в районе опорного подшипника турбины (правая сторона), вертикальнаяот 0 до 15 мм/сАНС 066-0214113-94δ=±4 % δ=±0,13 %/1 ºСγ=±7,4 % δ=±30,4 %
Продолжение таблицы 3
123456789
32Вибрация в районе опорного подшипника турбины (правая сторона), горизонтальнаяот 0 до 16 мм/сАНС 066-0214113-94δ=±4 % δ=±0,13 %/1 ºСγ=±7,4 % δ=±30,4 %
33Давление сжатого воздуха в сеть комбинатаот 0 до 10 кгс/см²EJX, мод. 53028456-09γ=±0,04 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,5 %γ=±1,1 %
34Температура сжатого воздуха в сеть комбинатаот 0 до +150 ºСТермопреобразо-ватель сопротивления ТСМв-1088 (далее- ТСМв-1088)22250-06Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(1,0+0,0035·|t|) ºСΔ=±(2,05+0,0035·|t|) ºС
35Давление конденсата в линии предельной защитыот 0 до 16 кгс/см²EJX, мод. 53028456-09γ=±0,04 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,5 %γ=±1,1 %
36Сопротивление промежуточного воздухоохладите-ля (далее - ПВО)от 0 до 2500 мм вод. ст.Метран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,06 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±0,9 %
37Уровень воды в конденсаторе (резервный датчик)от 0 до 1000 ммEJA, мод. 11014495-09γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,1 %
38Расход конденсатной водыот 0 до 250 м³/чМетран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±1,4 %γ=±1,6 %
Продолжение таблицы 3
123456789
39Давление масла на подшипники (резервный датчик)от 0 до 2,5 кгс/см²Метран-15032854-13γ=±0,2 %γ=±0,14 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,3 %
40Давление воды на деаэраторот 0 до 16 кгс/см²Метран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,0 %
41Разрежение конденсата в конденсаторе (резервный датчик)от -1 до 0 кгс/см²Метран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,0 %
42Давление воды в циркводоводе № 3 перед конденсаторомот 0 до 2,5 кгс/см²EJX, мод. 53028456-09γ=±0,04 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,5 %γ=±1,1 %
43Давление пара к уплотнениям турбиныот 0 до 2,5 кгс/см²Метран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,0 %
44Вибрация в районе опорно-упорного подшипника турбины, горизонтальнаяот 0 до 16 мм/сАНС 066-0214113-94δ=±4 % δ=±0,13 %/1 ºСγ=±7,4 % δ=±30,4 %
45Вибрация в районе опорно-упорного подшипника турбины, вертикальнаяот 0 до 16 мм/сАНС 066-0214113-94δ=±4 % δ=±0,13 %/1 ºСγ=±7,4 % δ=±30,4 %
Продолжение таблицы 3
123456789
46Температура пара в выхлопной части турбиныот 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
47Температура колодки опорно-упорного подшипника турбины, т. 1от 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
48Температура слива масла с опорной части опорно-упорного подшипника турбиныот 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
49Температура колодки опорно-упорного подшипника турбины, т. 3от 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
Продолжение таблицы 3
123456789
50Температура слива масла установочных колодок опорно-упорного подшипника турбиныот 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
51Температура колодки опорно-упорного подшипника турбины, т. 4от 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
52Температура вкладыша второго опорного подшипника турбиныот 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
53Температура масла рабочих колодок компрессораот 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
54Температура масла установочных колодок компрессораот 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
55Температура масла опорной части подшипника компрессораот 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
Продолжение таблицы 3
123456789
56Температура кислородно-воздушной смеси в камере фильтровот 0 до +100 ºСТСМв-108822250-06Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
57Температура рабочей колодки компрессораот 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
58Температура колодки опорно-упорного подшипника турбины, т. 2от 0 до +100 ºСТермопреобразо-ватель сопротивления ТСМ-0193 (далее- ТСМ-0193)33566-06Δ=±(0,50+ +0,0065·|t|) ºС-Δ=±(1,0+ +0,0065·|t|) ºСΔ=±(2,0+0,0065·|t|) ºС
59Температура слива масла с опорного подшипника турбиныот 0 до +100 ºСТермопреобразо-ватель сопротивления медный ТСМТ (далее- ТСМТ)16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
60Температура масла опорного подшипника компрессора сверхуот 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
61Температура масла третьего опорного подшипника компрессораот 0 до +100 ºСТСМ-019333566-06Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
Продолжение таблицы 3
123456789
62Температура кислорода в коллектореот 0 до +100 ºСТСМ-019333566-06Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
63Температура кислородно-воздушной смеси во всасывании второй секции компрессора (после ПВО)от 0 до +100 ºСТСМТ16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
64Температура кислородно-воздушной смеси в нагнетании первой секции компрессора (до ПВО)от 0 до +100 ºСТСМТ16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
65Температура кислородно-воздушной смеси во всасывании компрессораот 0 до +100 ºСТСМ-019356560-14Δ=±(0,3+ +0,005·|t|) ºС-Δ=±(0,8+0,005·|t|) ºСΔ=±(1,8+0,005·|t|) ºС
66Температура пара в конденсатореот 0 до +100 ºСТСМв-108822250-06Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
67Температура воды в конденсатореот 0 до +100 ºСТСМТ16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
Продолжение таблицы 3
123456789
68Температура конденсатной водыот 0 до +100 ºСТСМТ16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
69Температура воды после основного эжектораот 0 до +100 ºСТСМТ16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
70Температура воды после эжектора отсоса с уплотненийот 0 до +100 ºСТСМТ16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
71Температура масла после электромасляного насосаот 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
72Температура масла после маслоохладителя № 1от 0 до +100 ºСТСМ-019333566-06Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
73Температура масла после маслоохладителя № 2от 0 до +100 ºСТСМ-019333566-06Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
74Температура масла после маслоохладителя № 3от 0 до +100 ºСТСМТ16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
75Температура масла после маслоохладителя № 4от 0 до +100 ºСТСМТ16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
Продолжение таблицы 3
123456789
76Температура масла после маслоохладителяот 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
77Температура воды в циркводоводе № 1 перед конденсаторомот 0 до +100 ºСТСМв-108822250-01Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
78Температура воды в циркводоводе № 1 после конденсатораот 0 до +100 ºСТСМТ16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
79Температура воды в циркводоводе № 3 перед конденсаторомот 0 до +100 ºСТСМТ16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
80Температура воды в циркводоводе № 3 после конденсатораот 0 до +100 ºСТСМТ16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
81Температура воздуха в шкафу AZG50от 0 до +100 ºСТСМТ16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
82Температура охлаждающей воды после ПВОот 0 до +100 ºСТСМТ16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
83Температура охлаждающей воды до ПВОот 0 до +100 ºСТСМТ16794-03Δ=±(0,25+ +0,0035·|t|) ºС-Δ=±(0,75+ +0,0035·|t|) ºСΔ=±(1,75+0,0035·|t|) ºС
Продолжение таблицы 3
123456789
84Температура пара перед стопорным клапаномот 0 до +1100 ºСКТХА36765-09Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
85Температура металла турбины, нижний фланец разъема слеваот 0 до +1100 ºСПреобразователь термоэлектрический ТХА-0193 (далее- ТХА-0193)31930-07Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.
86Температура металла турбины, нижний фланец разъема справаот 0 до +1100 ºСТХА-019331930-07Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.
87Температура металла турбины, верхний фланец разъема слеваот 0 до +1100 ºСТХА-019331930-07Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.
Продолжение таблицы 3
123456789
88Температура металла турбины, верхний фланец разъема справаот 0 до +1100 ºСТХА-019331930-07Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.
89Температура металла турбины, перепускная труба слеваот 0 до +1100 ºСТХА-019331930-07Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.
90Температура металла турбины, перепускная труба справаот 0 до +1100 ºСТХА-019331930-07Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.
91Температура металла турбины, низ камеры регулирующей ступени спередиот 0 до +1100 ºСПреобразователь термоэлектрический ТХА-208812377-90Δ=±1,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,004·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±1,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,004·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±1,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,004·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
Продолжение таблицы 3
123456789
92Температура металла турбины, низ камеры регулирующей ступени сзадиот 0 до +1100 ºСТХА-019331930-07Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.
93Температура металла турбины, паровая коробка спередиот 0 до +1100 ºСКТХА36765-09Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
94Температура металла турбины, паровая коробка сзадиот 0 до +1100 ºСТХА-019331930-07Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·|t|) °С св. +333 до +1100 °С включ.
95Температура пара к уплотнениям турбиныот 0 до +1100 ºСПреобразователь термоэлектрический ТХАв-2088 (далее- ТХАв-2088)20285-10Δ=±1,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,004·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±1,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,004·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±1,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,004·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
Продолжение таблицы 3
123456789
96Температура воды после регулятора уровня перед подогревателем низкого давления № 1от 0 до +1100 ºСКТХА36765-09Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
97Температура воды после подогревателя низкого давления № 1от 0 до +1100 ºСКТХА36765-09Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
98Температура воды перед подогревателем низкого давления № 2от 0 до +1100 ºСКТХА36765-09Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
99Температура воды после подогревателя низкого давления № 2от 0 до +1100 ºСКТХА36765-09Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
Продолжение таблицы 3
123456789
100Температура металла турбины за регулирующей ступеньюот 0 до +1100 ºСТХАв-208820285-10Δ=±1,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,004·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±1,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,004·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±1,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,004·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
101Температура воды перед подогревателем низкого давления № 3от 0 до +1100 ºСКТХА36765-09Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
102Температура воды после подогревателя низкого давления № 3от 0 до +1100 ºСКТХА36765-09Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
103Температура пара после турбины к подогревателю низкого давления № 1от 0 до +1100 ºСКТХА36765-09Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
Продолжение таблицы 3
123456789
104Давление кислородно-воздушной смеси в положительном отборе диафрагмы думмиса компрессораот 0 до 4 кгс/см²Метран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,8 %/10 ºСγ=±0,4 %γ=±4,3 %
105Давление кислородно-воздушной смеси в нагнетании первой секции компрессора (до ПВО)от 0 до 6 кгс/см²Метран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,3 %/10 ºСγ=±0,4 %γ=±4,3 %
106Давление кислородно-воздушной смеси в первой секции компрессора, т. 1от 0 до 2,5 кгс/см²Метран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,4 %γ=±0,6 %
107Давление кислородно-воздушной смеси в первой секции компрессора, т. 2от 0 до 2,5 кгс/см²Метран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,4 %γ=±0,6 %
Продолжение таблицы 3
123456789
108Температура пара после турбины к подогревателю низкого давления № 2от 0 до +1100 ºСКТХА36765-09Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
109Температура пара после турбины к подогревателю низкого давления № 3от 0 до +1100 ºСКТХА36765-09Δ=±2,5 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.-Δ=±2,6 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,22+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.Δ=±2,7 °С от 0 до +333 °С включ.Δ=±(0,57+0,0075·t) °С св. +333 до +1100 °С включ.
110Содержание кислорода в газовоздушной смеси после дефлектораот 0 до 25 %Газоанализатор АГ 001111961-98γ=±2,0 %γ=±0,6 %/10 ºСγ=±2,5 %γ=±3,1 %
111Давление воздуха в нагнетании компрессораот 0 до 6 кгс/см²Метран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,3 %/10 ºСγ=±0,4 %γ=±1,7 %
112Давление кислородно-воздушной смеси во всасывании второй секции компрессора (после ПВО)от 0 до 6 кгс/см²Метран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,3 %/10 ºСγ=±0,4 %γ=±1,7 %
Продолжение таблицы 3
123456789
113Давление сжатого воздуха на кислородный цех № 1 нитка № 1от 0 до 10 кгс/см²Метран-15032854-13γ=±0,2 %γ=±0,05 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±0,9 %
114Давление сжатого воздуха на кислородный цех № 1 нитка № 2от 0 до 10 кгс/см²Метран-15032854-13γ=±0,2 %γ=±0,05 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±0,9 %
115Давление кислорода турбокомпрессора № 2 на доменные печиот -0,05 до 0,05 кгс/см²Метран-10022235-01γ=±0,25 %γ=±0,1 %/10 ºСγ=±0,6 %γ=±1,0 %
Примечания - Δ - абсолютная погрешность; γ - приведенная погрешность к верхнему значению диапазона измерения; δ- относительная погрешность; |t|- абсолютное значение измеряемой температуры, без учета знака; t- значение измеряемой температуры.
КомплектностьВ состав ИС входят: – технические средства (измерительные и комплексные компоненты) представлены в таблице 3; – вычислительные, вспомогательные компоненты и техническая документацияв таблице 4. Таблица 4 – Комплектность средства измерений
НаименованиеКоличество
Автоматизированное рабочее место3 шт.
Контроллер программируемый SIMATIC S7-4001 шт.
ИЦ316.ТРП.00-ПД ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК». Паровоздуходувная станция. Автоматизированная система управления технологическим процессом турбокомпрессора № 5. Технорабочий проект. Общие описание системы 1 экз.
ИЦ316.ТРП.00-ИЭ.01-07 ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК». Паровоздуходувная станция. Автоматизированная система управления технологическим процессом турбокомпрессора № 5. Технорабочий проект. Инструкция по эксплуатации для машиниста паровых турбин1 экз.
ИЦ316.ТРП.00-ИЭ.02-07 ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК». Паровоздуходувная станция. Автоматизированная система управления технологическим процессом турбокомпрессора № 5. Технорабочий проект. Инструкция по эксплуатации для слесаря КИПиА1 экз.
МП ИЦ316-19 Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбокомпрессора № 5 паровоздуходувной станции АО «ЕВРАЗ ЗСМК». Методика поверки»1 экз.
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбокомпрессора № 5 паровоздуходувной станции АО «ЕВРАЗ ЗСМК». Паспорт1 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП ИЦ316-19 «Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбокомпрессора № 5 паровоздуходувной станции АО «ЕВРАЗ ЗСМК». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Кемеровский ЦСМ» 26 февраля 2019 г. Основные средства поверки: – средства измерений и эталоны в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей и PLC; – термогигрометр ИВА-6Р-Д, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 46434-11; – мультиметр цифровой 34401А, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 54848-13; – планшетный компьютер с фотоаппаратом, настроенный на синхронизацию шкалы времени с тайм-сервера уровня stratum 1 (ntp1.niiftri.irkutsk.ru) Восточно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ». Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке ИС в виде оттиска поверительного клейма.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к Системе измерительной автоматизированной системы управления технологическим процессом турбокомпрессора № 5 паровоздуходувной станции АО «ЕВРАЗ ЗСМК». ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия
ЗаявительАкционерное общество «ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат» (АО «ЕВРАЗ ЗСМК») ИНН 4218000951 Адрес: 654043, Кемеровская обл., г. Новокузнецк, шоссе Космическое, д. 16 Телефон: (3843) 59-59-00 Факс: (3843) 59-59-59 Web-сайт: http://www.zsmk.ru E-mail: zsmk@evraz.com
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Кемеровской области» (ФБУ «Кемеровский ЦСМ») Адрес: 654032, Кемеровская обл., г. Новокузнецк, ул. Народная, д. 49 Юридический адрес: 650991, Кемеровская область, г. Кемерово, ул. Дворцовая, д. 2 Телефон: (3843) 36-41-41 Факс: (3843) 36-02-62 Web-сайт: http://www.csmnvkz.ru E-mail: info@csmnvkz.ru Аттестат аккредитации ФБУ «Кемеровский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312319 от 10.10.2017 г.