ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «07» февраля 2023 г. № 269

Сведения об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению в части конструктивных изменений, не влияющих на метрологические характеристики средств измерений

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «07» февраля 2023 г. № 269

Регистрационный № 84574-22

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерительная расхода, объема и энергосодержания природного газа для объекта «Обустройство Ево-Яхинского лицензионного участка. Линейные объекты»

Система измерительная расхода, объема и энергосодержания природного газа для объекта «Обустройство Ево-Яхинского лицензионного участка. Линейные объекты» (далее -СИКГ) предназначена для автоматического измерения расхода и количества газа горючего природного (далее - газ) подготовленного до требований СТО Газпром 089-2010, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, определения показателей качества газа на объекте «Обустройство Ево-Яхинского лицензионного участка. Линейные объекты» ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ».

СИКГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного производства. Монтаж и наладка СИКГ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКГ и эксплуатационными документами ее компонентов. Заводской номер СИКГ 1346.

Принцип действия СИКГ основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи измерительной системы (далее - ИС), входящей в состав комплекта программно-технических средств, входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от средств измерений объемного расхода, давления и температуры. ИС автоматически проводит вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, по результатам измерений объемного расхода, давления, температуры газа и определений физических свойств газа по компонентному составу.

В состав СИКГ входят:

• - Блок измерительных трубопроводов;

• - Блок измерений показателя качества;

• - ИС.

Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав СИКГ, представлены в таблице 1.

Основные функции СИКГ:

• — автоматическое измерение количества природного газа в рабочих условиях по каждому измерительному трубопроводу (далее - ИТ) и суммарно по СИКГ;

• — автоматическое измерение количества природного газа, приведенного к стандартным условиям по каждому ИТ и суммарно по СИКГ, формирование отчетов;

• — автоматическое измерение давления газа на каждом ИТ, индикация и сигнализация предельных значений;

• — автоматическое измерение температуры газа на каждом ИТ, индикация и сигнализация предельных значений;

• — автоматическое определение компонентного состава газа;

• — автоматическое определение плотности газа при стандартных и рабочих условиях;

• — автоматическое определение качественных показателей газа;

• — автоматическое измерение, вычисление и индикация температуры точки росы по углеводородам;

• — автоматическое измерение, вычисление и индикация температуры точки росы по влаге;

• — определение в автоматическом режиме объемной доли кислорода;

• — сигнализация состояния запорно-регулирующей арматуры;

• — сбор и обработка информации о работе основного и вспомогательного оборудования;

• — сбор, обработка, регистрация и хранение количественных и качественных показателей газа;

• — определение теплотворной способности газа;

• — определение теплоты сгорания по каждому ИТ и СИКГ в целом;

• — определение числа Воббе;

• — формирование отчетов, архивов, актов приема-сдачи, паспорта качества газа, журнала аварийных сообщений и вмешательств;

• — передача отчетов о расходе и количеству газа на вышестоящий уровень;

• — автоматическая диагностика КТС;

• — отображение информации о значениях измеренных и вычисленных параметрах потока и диагностической информации;

• — самодиагностика УЗПР и технических средств.

Пломбирование СИКГ не предусмотрено.

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ базируется на ПО измерительновычислительного комплекса «АБАК+» (далее - ИВК). ПО СИКГ защищено от несанкционированного доступа.

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

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Метрологические характеристики представлены в таблице 3, основные технические характеристики представлены в таблице 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Таблица 4 - Основные технические характеристики

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом.

Комплектность СИКГ представлена в таблице 5

Таблица 5 - Комплектность

ГСИ. Методика измерений количества и параметров газа системой измерительной расхода, объема и энергосодержания природного газа для объекта «Обустройство Ево-Яхинского лицензионного участка. Линейные объекты».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерительной расхода, объема и энергосодержания природного газа для объекта «Обустройство Ево-Яхинского лицензионного участка. Линейные объекты»

Постановление правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».

Общество с ограниченной ответственностью «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»

(ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»).

ОГРН 1028900578134.

Адрес: 629309, Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Новый Уренгой, мкр. Славянский,

д. 9, эт. 8, каб. 804

Тел.: 8 (3494) 92-22-42

Электронная почта: yung@yung.novatek.ru

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

ИНН 1655107067

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

Телефон, факс: 8(843)211-70-00, 8(843)211-70-01

Электронная почта: mail@nppgks.com

Всероссийский Научно-Исследовательский Институт Расходометрии - филиал Федерального Государственного Унитарного Предприятия «Всероссийский НаучноИсследовательский Институт Метрологии имени Д.И.Менделеева» (ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева»)

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

Фактический адрес: 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, д. 7А

Тел. (843) 272-70-62. Факс (843) 272-00-32.

E-mail: office@vniir.org

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «07» февраля 2023 г. № 269

Лист № 1 Регистрационный № 76221-19 Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 290

Система измерений количества и показателей качества нефти № 290 (далее по тексту -система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти в автоматическом режиме.

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью расходомеров массовых, преобразователей плотности, температуры, давления, вязкости и анализатора серы. Выходные электрические сигналы расходомеров массовых, преобразователей температуры, давления, плотности, вязкости и анализатора серы поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), блока регулирования расхода и давления, системы сбора, обработки информации и управления и системы дренажа нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

В состав системы входят следующие средства измерений утвержденного типа:

• - расходомеры массовые Promass (далее по тексту - РМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером (далее по тексту - регистрационный номер) 15201-11, с датчиком F и электронным преобразователем 83;

• - датчики температуры AUTROL модели ATT2100 (далее по тексту - ДТ), регистрационный номер 70157-18;

• - преобразователи давления AUTROL мод. APT3100, APT3200 (далее по тексту - ПД), регистрационный номер 37667-13;

• - преобразователи плотности жидкости измерительные моделей 7835, 7845, 7847 (далее по тексту - ПП), регистрационный номер 52638-13, модели 7835;

• - преобразователи плотности и вязкости FDM, FVM, HFVM (далее по тексту - ПВ), регистрационные номер 62129-15, модели FVM;

• - влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее по тексту - ВН), регистрационный номер 14557-15;

• - расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (далее по тексту - УЗР), регистрационный номер 57762-14;

- анализатор серы общей рентгеноабсорбционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT SA (далее по тексту - серомер), регистрационный номер 64648-16.

В систему сбора, обработки информации и управления системы входят:

• - комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее по тексту - ИВК), регистрационный номер 53852-13;

• - автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора системы с программным обеспечением «ФОРВАРД» (основное, резервное и представителя принимающей стороны).

В состав системы входят показывающие средства измерений:

• - манометры показывающие для точных измерений МПТИ (далее по тексту - МПТИ), регистрационный номер 26803-11, модели МПТИ-У2-1,6 МПа-0,6;

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 № 2 (далее по тексту -ТЛ-4 № 2), регистрационные номера 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматические измерения массового расхода и массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости;

• - автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории за установленные интервалы времени;

• - автоматические измерения плотности, вязкости, содержания воды и массовой доли серы в нефти;

• - измерения давления и температуры нефти автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;

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

• -  проведение КМХ и поверки РМ с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной OGSB, регистрационный номер 62207-15, или с применением передвижной поверочной установки;

• - автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

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

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

Пломбирование системы не предусмотрено.

Возможность нанесения знака поверки на систему не предусмотрена. Информация о заводском номере системы указана на табличке, закрепленной на блоке технологическом системы.

Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы.

ПО системы реализовано в ИВК и автоматизированных рабочих местах (АРМ) оператора ПО «ФОРВАРД», сведения о которых приведены в таблице 1. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях системы в целях утверждения типа.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Метрологические характеристики системы

Таблица 3 - Основные технические характеристики системы

Продолжение таблицы 3

Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность средства измерений Комплектность системы приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность системы

приведены в документе «Инструкция. 0856.01.00.000 ИС. МИ. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 290 на приемо-сдаточном пункте (ПСП) «Бавлы» АО «Татойлгаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2018.32412).

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

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) 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».

Общество с ограниченной ответственностью «Домодедовский опытный машиностроительный завод» (ООО «ДОМЗ»)

ИНН 7710535349

Адрес: 142005, Московская обл., г. Домодедово, мкр. Центральный, ул. Кирова, стр. 27 Телефон: (495) 419-00-96

Факс: (495) 419-00-96

E-mail: domz@domz.ru

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

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

Адрес местонахождения: 420088, г. Казань,ул. 2-я Азинская, д.7 «а»

Телефон: 8(843) 272-70-62

Факс: 8(843) 272-00-32

Web-сайт: www.vniir.org

E-mail: office@vniir.org

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «07» февраля 2023 г. № 269

Лист № 1 Регистрационный № 47710-11 Всего листов 15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная ОАО «Корпорация ВСМПО-АВИСМА» филиал «АВИСМА»

Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная ОАО «Корпорация ВСМПО - АВИСМА» филиал «АВИСМА» (далее -АИИС КУЭ АВИСМА) предназначена для измерения и коммерческого учета активной и реактивной электрической энергии и мощности, а также автоматического сбора, накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации, формирования отчетных документов.

АИИС КУЭ АВИСМА представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Первый уровень включает в себя 26 измерительно-информационных комплексов точек учета электрической энергии (ИИК ТУ), предназначенных для измерения и учета электрической энергии и мощности и построенных на базе следующих средств измерений:

- измерительных трансформаторов тока (ТТ);

- измерительных трансформаторов напряжения (ТН);

- многофункциональных счетчиков активной и реактивной электрической энергии;

- вторичных измерительных цепей.

Второй уровень АИИС КУЭ АВИСМА включает в себя информационно -вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) в состав которого входят:

- технические средства приёма-передачи данных (каналообразующей аппаратуры);

- устройство сбора и передачи данных УСПД RTU-325 (далее - УСПД), обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК ТУ и информационно вычислительному комплексу (ИВК);

- технические средства для организации локальной технологической вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации;

- переносной компьютер, выполняющий функции сбора, хранения информации по электроустановке и автоматизированной передаче информации в ИВК от ИИК ТУ, не имеющих постоянного канала связи с ИВКЭ, а также при неработоспособном состоянии ИВКЭ.

Третий уровень АИИС КУЭ АВИСМА включает в себя информационновычислительный комплекс (ИВК) который состоит из:

- технических средств приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- компьютера в серверном исполнении (сервер с программным обеспечением «АльфаЦЕНТР»), автоматизированных рабочих мест (АРМ) для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений, отображения результатов измерений и технологической информации АИИС КУЭ АВИСМА;

- технических средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе GPS-приемника сигналов точного времени обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ АВИСМА.

Первый уровень АИИС КУЭ АВИСМА обеспечивает автоматическое проведение измерений в точках учета. Измерительные трансформаторы тока и напряжения каждой точки учета преобразуют входные токи и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на входы соответствующего электронного счетчика электрической энергии.

Счетчик электрической энергии с заданной периодичностью измеряет входные значения токов и напряжений и использует полученные значения для расчета средней за период активной и полной мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Полученные результаты интегрируются на получасовых интервалах и сохраняются во внутреннем формате в памяти счетчика с привязкой к текущему времени (профили нагрузки).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает с периодичностью 30 минут на вход УСПД.

Среднюю активную/реактивную электрическую мощность и приращение активной/реактивной электрической энергии на интервале времени усреднения 30 минут для каждого ИИК ТУ вычисляют путем умножения количества импульсов, зарегистрированных в профиле нагрузки счетчика ИИК ТУ за рассматриваемый получасовой интервал, на соответствующие коэффициенты.

Второй уровень АИИС КУЭ АВИСМА обеспечивает:

• - автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;

• - автоматический сбор и обработку информации о состоянии средств измерений;

• - ведение журнала событий;

• - предоставление доступа ИВК к результатам измерений и к данным о состоянии средств измерений;

• - диагностику работы технических средств;

• - хранение данных о состоянии средств измерений;

• - предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

• - аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.

Третий уровень АИИС КУЭ АВИСМА обеспечивает:

- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;

- автоматическую диагностику состояния средств измерений;

- формирование отчетных документов;

- формирование и передачу данных участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ, посредством электронной почты сети Internet.

СОЕВ АИИС КУЭ АВИСМА обеспечивает автоматическое измерение времени и ведение календаря с помощью внутренних таймеров счетчиков, УСПД и сервера баз данных. Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам точного времени, принимаемым через подключенный GPS-приемник. При каждом сеансе связи УСПД контролирует расхождение времени своего таймера и времени таймеров сервера баз данных и таймеров счетчиков и при необходимости их корректирует.

Погрешность хода внутренних часов УСПД при внешней синхронизации не реже 1 раз в час не более ±2 секунды. Синхронизация таймеров сервера баз данных и счетчиков электрической энергии осуществляется от УСПД. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±3 с. Сличение времени сервера с временем УСПД осуществляется каждый час, корректировка времени сервера выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ АВИСМА не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД АИИС КУЭ АВИСМА отражают время коррекции (дата, часы, минуты) часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент времени, непосредственно предшествующий корректировке.

В процессе работы АИИС КУЭ АВИСМА обеспечивает измерение следующих основных параметров, характеризующих электропотребление по отдельным измерительным каналам (ИК):

• - потребление активной и реактивной электрической энергии за заданные временные интервалы, кратные получасу;

• - средние (получасовые) значения активной и реактивной мощности (нагрузки);

• - средний (получасовой) максимум активной мощности (нагрузки) в часы максимумов нагрузки.

Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрены возможность пломбирования корпусов технических средств и многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли).

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

К средству измерений данного типа относится система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная ОАО «Корпорация ВСМПО -АВИСМА» филиал «АВИСМА», заводской номер 06-1. Заводской номер нанесен в Разделе 2 Формуляра ИРЦС.411711.006.ФО типографским способом.

В АИИС КУЭ АВИСМА используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ АВИСМА указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ АВИСМА

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ АВИСМА.

Комплектность АИИС КУЭ АВИСМА представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ АВИСМА

Продолжение таблицы 5

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в Разделе «Метод измерений» ИРЦС.411711.006.РЭ.

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

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

Общество с ограниченной ответственностью «Трансэнергосервис»

(ООО «Трансэнергосервис»)

ИНН 6315565301

Адрес: 443068, г. Самара, ул. Ново-Садовая, д.106, корп. 155, эт. 1

Телефон (факс): +7 (846) 372-27-10, +7 (846) 372-28-08, +7 (846) 372-28-97

E-mail: info@tes-samara.ru

Уральский научно-исследовательский институт метрологии - филиал ФГУП «Всероссийского научно-исследовательского института метрологии имени Д.И.Менделеева» (УНИИМ - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева») Адрес: 620075, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, д. 4

Телефон: +7 (343) 350-26-18

Факс: +7 (343) 350-20-39

E-mail: uniim@uniim.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311373.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «07» февраля 2023 г. № 269

Лист № 1 Регистрационный № 77344-20 Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Анализаторы промышленные многопараметрические АКВАТОС

Назначение средства измерений

Анализаторы промышленные многопараметрические АКВАТОС (далее -анализаторы) предназначены для определения состава природных, питьевых, промышленных и сточных вод: измерения массовой концентрации общего азота, алюминия, аммония, бария, БПК, гидразина, железа, калия, марганца, меди, монохлорамина, натрия, нефтепродуктов, никеля, нитратов, нитритов, общего органического углерода, общего углерода, свинца, серебра, силикатов, сульфатов, сульфидов, фенола, формальдегида, фосфатов, фосфора общего, фторидов, хлора общего (активного), хлоридов, ХПК, хрома (6+), цианидов, цинка, этиленгликоля, кадмия, кальция, фенольного индекса, анионных ПАВ, а также жесткости и цветности.

Описание средства измерений

Принцип работы анализатора основан на потенциометрическом методе (для определения натрия, калия, бария, свинца, серебра, кадмия, кальция, анионных ПАВ, сульфидов и фторидов), на методе УФ-поглощения (для определения нитратов, цветности, ХПК и БПК); УФ-флуоресценции (для определения нефтепродуктов полиароматические углеводороды), инфракрасного (далее - ИК) поглощения (для определения общего органического углерода (ООУ) и общего углерода (ОУ) ) и колориметрическом методе анализа (для определения остальных параметров).

При колориметрическом определении к аликвоте исследуемой пробы добавляется один или несколько реагентов, с которыми определяемое вещество образует окрашенное соединение. Произведение измеренного при определенной длине волны значения оптической плотности (за вычетом холостого значения) и предварительно установленной величины калибровочного коэффициента дают значение содержания определяемой примеси или интересующего параметра.

Потенциометрический метод основан на измерении зависимости потенциала электрода (при измерении с ионоселективным электродом) и на детектировании скачка потенциала и определении точки перегиба на соответствующей длине волны (при измерении с фототродом).

Измерение методом УФ-поглощения основано на абсорбции специфических длин волн (220 нм для связей N-O и 254 нм для ароматических углеводородов) ультрафиолетового спектра хромофорами, содержащимися в определяемых примесях. Сравнение с интенсивностью поглощения при другой длине волны в ячейке сравнения (270 нм для N-O и 590 нм для ароматических углеводородов) и использование закона Ламберта-Бера позволяет определить концентрацию примеси или интересующий параметр.

Принцип УФ-флуоресценции основан на возбуждении молекул углеводородов специфической длиной волны и измерении эмиссии света, детектируемой фотоумножителем.

Измерение с применением метода ИК поглощения основано на окислении углеродсодержащих соединений в воде с последующим детектированием образовавшегося диоксида углерода на ИК детекторе.

Конструктивно анализаторы выполнены в едином корпусе или смонтированы на единой панели и включают: блок подготовки пробы, измерительный блок с контроллером, механической и гидравлической системами, блок сброса продуктов реакции. Анализатор оснащен сенсорным экраном и клавиатурой или, опционально, жидкокристаллическим экраном для проведения градуировки, измерений и выдачи полученных результатов.

Анализаторы выпускаются четырех моделей, отличающихся методом измерения и количеством измеряемых параметров: АКВАТОС-К (колориметрический метод измерения), АКВАТОС-УФ (метод измерения УФ-поглощение / УФ-флуоресценция), АКВАТОС-УИК (метод измерения ИК-поглощение), АКВАТОС-Т (метод измерения потенциометрия).

Анализаторы АКВАТОС предназначены для проведения непрерывных измерений с программируемым циклом измерения без участия оператора. Анализаторы оснащены устройствами автоматического отбора анализируемой среды.

По дополнительному заказу могут быть поставлены системы подготовки пробы, включающие разбавление, фильтрацию и/или термостатирование.

На верхней панели анализаторов расположены вводы для подключения электроэнергии и сигнальные вводы/выводы. На боковых и на нижней панелях расположены порты для подачи пробы, воды для опционального разбавления, для реагентов (если применяются) и слива пробы.

На дисплее анализаторов отображается текущая информация: условия и режимы измерений, результаты измерений и обработки данных в целях мониторинга.

Маркировочная табличка с серийным номером, наименованием анализатора, выполнена из алюминия и расположена на боковой поверхности анализатора. Вид маркировочной таблички представлен на рисунке 1, общий вид анализаторов - на рисунках 2 и 3. Серийный номер анализатора имеет цифровой формат и нанесен термопечатью.

ООО 'ТОС Технологии", Россия 121248, г. Москва Кутузовский пр-т. в. 12, стр. 6 *7 (4991707-09-19

inf o@toc-teh.ru I www.toc-teh.ru

Анализатор AKBAT0C-TO25i-3-L

Рисунок 1 - Пример маркировочной таблички анализаторов АКВАТОС

Т-Т°.^С.^ТЕ)<НОЛОГИИ

а)

Общий вид анализаторов АКВАТОС-К (а, б, в), АКВАТОС-УИК (г)

Т OjCTE X н о л о Г И и

д)

Общий вид анализаторов АКВАТОС-УФ (д, е), АКВАТОС-Т (ж)

Рисунок 2 - Общий вид анализаторов АКВАТОС

б) АКВАТОС-УИК

Рисунок 3 - Общий вид анализаторов АКВАТОС, выпускаемых до сентября 2022 г.

а) АКВАТОС-К, АКВАТОС-УФ, АКВАТОС-Т

Нанесение знака поверки и пломбировка анализаторов не предусмотрены.

Программное обеспечение

Анализаторы оснащены программным обеспечением, позволяющим осуществлять контроль процесса измерений, сохранять результаты измерений, проводить их статистическую обработку и архивирование.

Программное обеспечение анализатора заложено в контроллере и защищено от доступа и изменения. Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Конструкция анализаторов исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

продолжение таблицы 2

продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Основные технические характеристики

наносится на маркировочную табличку анализатора термопечатью и на титульный лист Руководства по эксплуатации типографским способом.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

приведены в разделе «Последовательность проведения анализа» Руководства по эксплуатации анализаторов.

При использовании в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений средства измерений применяются в соответствии с аттестованными методиками (методами) измерений.

ТУ       26.51.53-002-17818360-2019       Анализаторы       промышленные

многопараметрические АКВАТОС. Технические условия.

Общество с ограниченной ответственностью «ТОС Технологии»

(ООО «ТОС Технологии»)

Адрес: 121248, г. Москва, Кутузовский пр-кт, д. 12, стр. 6

ИНН 7730190396

Телефон / факс 8(499) 707-09-19

E-mail info@toc-teh.ru

Web-сайт: http://ecohimpribor.ru/

Уральский 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

Телефон (факс): (343) 350-26-18, (343) 350-20-39

Web-сайт: http://www.uniim.ru/

E-mail: uniim@uniim.ru

Уникальный номер в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311373.

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росстандарт)

ПРИКАЗ

07 февраля 2023 г.

Москва

О внесении изменений в сведения об утвераденных типах средств измерений

В соответствии с Административным регламентом по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утвержденным приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346 «Об утверждении Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений», приказываю:

• 1. Внести изменения в сведения об утвержденных типах средств измерений в части конструктивных изменений, не влияющих на их метрологические характеристики, согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Утвердить измененные описания типов средств измерений, прилагаемые к настоящему приказу.

• 3. ФГБУ «ВНИИМС» внести сведения об утвержденных типах средств измерений согласно приложению к настоящему приказу в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления содержащихся в нем документов и сведений, утвержденным приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 28 августа 2020 г. № 2906.

  4. Контроль за исполнением наиешцыи приказа исывзшу за собой

  Подлинник электронного документа, подписанного ЭЛ, хранится в системе электронного документооборота федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.

  Заместитель Руководителя

  Е.Р .Лазаренко

Сертификат: 646070CB858Q659469A85BF6D1B138C0 Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович Действителен: с 20.12.2022 до 14.03.2024