Приказ Росстандарта №1100 от 03.06.2025

№1100 от 03.06.2025
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 684983
ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (4)
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 1100 от 03.06.2025

2025 год
месяц June

1404 Kb

Файлов: 3 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «03» июня 2025 г. № 1100

Регистрационный № 91881-24

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Чита

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Чита (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и сервер баз данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ ИВК), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «Россети» - МЭС, ПМЭС, каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации о электрической энергии;

- синхронизация обеспечения единого координированного времени UTC(SU);

- хранение информации по заданным критериям;

- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами

результатах измерений активной и реактивной

времени времени

системы

национальной шкале

компонентов АИИС КУЭ с помощью (СОЕВ), соподчиненной

в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по линиям связи.

Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.

По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.

Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронно-цифровой подписи.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. УССВ ИВК, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC(SU).

ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция времени национальной с. Интервал проверки времени

часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и шкалы координированного времени UTC(SU) более чем на 2 текущего в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60

В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30

мин.

минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 515. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Место, способ и форма нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете

электрической энергии

и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

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

Метрологически значимой частью СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) являются файлы DataServer.exe, DataServer_USPD.exe.

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного

в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО	26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные (если имеются)	DataServer.exe, DataServer_USPD.exe

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав

каналов АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК	Наименование ИК	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	С и	И Si О й и Н
1	2	3	4	5	6	7
1	ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Чита I цепь (ВЛ-293)	ТГФМ-220 II* кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 36671-08	НАМИ-220 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 20344-00	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11	<с о Й 53 о и Н s:^	<м сА <z> сл сД Н' ^О1 и I-.' о С1и
2	ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Чита II цепь (ВЛ-296)	ТГФМ-220 II* кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 36671-08 ТГФ 220 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 85089-22	НАМИ-220 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 20344-00 НАМИ-220 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 20344-05	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11	<с о Й 53 о и Н s:^	<м сА <z> сл сД Н' ^О1 и I-.' о С1и

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5
3	ОВ - 220 кВ	ТГФ 220-II* кл.т. 0,2 Ктт = 1000/5 рег. № 20645-00	НАМИ-220 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 20344-00 НАМИ-220 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 20344-05	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
4	Ввод 0,4 кВ ТХН-1	ТТЕ кл.т 0,5S Ктт = 1200/5 рег. № 73808-19	-	СТЭМ-300 кл.т 0,5S/1 рег. № 71771-18
5	Ввод 0,4 кВ ТХН-2	ТТЕ кл.т 0,5S Ктт = 1200/5 рег. № 73808-19	-	СТЭМ-300 кл.т 0,5S/1 рег. № 71771-18

Приказ Росстандарта №1100 от 03.06.2025, https://oei-analitika.ru

Пр имечания

1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		61(2)'%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I1(2)% I изм< I 5 %	I5 %<I изм<1 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4
3 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5)	1,0	-	1,1	0,8	0,7
	0,8	-	1,4	1,0	0,9
	0,5	-	2,3	1,6	1,4
4-5 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S)	1,0	2,0	1,0	0,8	0,8
	0,8	2,6	1,6	1,1	1,1
	0,5	4,7	2,8	1,9	1,9

Продолжение таблицы 3

Номер ИК	COSф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		62%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I и;м' I 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,0	1,6	1,3	1,3
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	1,6	1,1	1,0	1,0
3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5)	0,8	-	2,1	1,4	1,3
3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5)	0,5	-	1,4	1,0	1,0
4-5 (Счетчик 1; ТТ 0,5 S)	0,8	4,0	2,6	1,8	1,8
4-5 (Счетчик 1; ТТ 0,5 S)	0,5	2,6	1,7	1,3	1,3
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		61(2)%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I1(2)% I изм< I 5 %	I5 %<I и;м' I 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6
3 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,5)	1,0	-	1,2	1,0	0,9
	0,8	-	1,5	1,1	1,1
	0,5	-	2,4	1,7	1,6
4-5 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S)	1,0	2,3	1,6	1,4	1,4
	0,8	2,9	2,0	1,7	1,7
	0,5	4,9	3,1	2,3	2,3
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		62%,	65(10) %,	620 %,	6100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5(10) %<I и;м' I 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,4	2,1	1,9	1,9
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,0	1,7	1,6	1,6
3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5)	0,8	-	2,5	1,9	1,9
3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,5)	0,5	-	1,9	1,6	1,6
4-5 (Счетчик 1; ТТ 0,5 S)	0,8	5,0	4,0	3,5	3,5
4-5 (Счетчик 1; ТТ 0,5 S)	0,5	4,0	3,4	3,2	3,2

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±А), с_____________________________________________________________

Пр имечания

1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%P для

coso=1,0 нормируются от I1%, границы интервала допускаемой относительной погрешности S1(2)%p

и 52%Q для COSO' 1.0 нормируются от I2%.

2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности	0,87
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии	от +21 до +25
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности, не менее	0,5
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от +10 до +30
- для УСПД	от +10 до +30
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
счетчики электроэнергии СТЭМ-300: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
УСПД TOPAZ IEC DAS: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	140000
комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	10000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество шт./экз.
Трансформатор тока	ТГФМ-220 II*	5
Трансформатор тока	ТГФ 220	1
Трансформатор тока	ТГФ 220-II*	3
Трансформатор тока измерительный	ТТЕ	6
Трансформатор напряжения	НАМИ-220 У1	5
Трансформатор напряжения	НАМИ-220 УХЛ1	1
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Альфа A1800	3
Счетчик электрической энергии трехфазный статический	СТЭМ-300	2
Устройство сбора и передачи данных	TOPAZ IEC DAS	1
Комплекс измерительно-вычислительный	СТВ-01	1
Формуляр	ЭСТ.012.ФСК. 515.2025-ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Чита», аттестованном ООО «Энергостандарт», г. Хабаровск, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314710 от 28.03.2024.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 6.12; п. 6.13);

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

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;

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

Правообладатель

Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания - Россети» (ПАО «Россети»)

ИНН 4716016979

Юридический адрес: 121353, г. Москва, вн.тер.г. муниципальный округ Можайский, ул. Беловежская, д. 4

Телефон: +7 (800) 200-18-81

E-mail: info@rosseti.ru

Web-сайт: www.rosseti.ru

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания - Россети» (ПАО «Россети»)

ИНН 4716016979

Адрес: 121353, г. Москва, вн.тер.г. муниципальный округ Можайский, ул. Беловежская, д. 4

Телефон: +7 (800) 200-18-81

E-mail: info@rosseti.ru

Web-cайт: www.rosseti.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «ЭнерТест» (ООО «ЭнерТест») Адрес: 141401, Московская обл., г. Химки, ул. Рабочая, д. 2А, к. 22А, оф. 207 Телефон: +7 (499) 991-19-91

E-mail: info@enertest.ru

Web-сайт: www.enertest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311723.

в части вносимых изменений

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

ИНН 2724235650

Адрес: 680014, г. Хабаровск, ул. Промышленная, д. 3, оф. 312, оф. 314

Телефон: +7 (962) 500-81-51

E-mail: estandart27@mail.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314580.

Лист № 1

Всего листов 7

нефти № 3

Регистрационный № 92465-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества ПСП «Ярославль»

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 3 ПСП «Ярославль» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти и показателей качества нефти при проведении учетных операций.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти по результатам измерений:

- объёма нефти с помощью преобразователей расхода, давления и температуры;
- плотности нефти с помощью поточных преобразователей плотности, давления и температуры или в лаборатории.

СИКН, заводской № 3, представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), двух блоков измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), системы сбора и обработки информации, блока трубопоршневой поверочной установки, узла подключения передвижной поверочной установки. БИЛ состоит из четырех рабочих измерительных линий (ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.

Общий вид СИКН представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид СИКН

В состав СИКН входят средства измерений, приведенные в таблице 1.

В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов. В БИК установлен преобразователь расхода для контроля выполнения условий изокинетичности пробоотбора. В состав СИКН входит ТПУ общая с системой измерений количества и показателей качества нефти № 5 ПСП «Ярославль».

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое диапазоне;
- автоматическое эксплуатации СИКН;
- автоматическое в нефти, содержания серы и вязкости нефти;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

измерение

вычисление

измерение

объемного и массового расхода нефти в рабочем

объема и массы брутто нефти при рабочих условиях

температуры, давления, плотности, содержания воды

Таблица 1 -

Наименование средств измерений	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Преобразователи расхода жидкости турбинные Heliflu TZ-N	46057-14
Преобразователи расхода турбинные геликоидные DN 250	77003-19
Датчики давления модели Агат-100МТ	74779-19
Термопреобразователи прецизионные ПТ 0304-ВТ	77963-20
Преобразователи давления измерительные 3051	14061-99
Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2-Н	63044-16
Преобразователи измерительные 644, 3144Р	14683-04
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065	53211-13
Датчики температуры 644, 3144Р	39539-08
Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835	15644-01
Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835	52638-13
Преобразователи плотности жидкости ТН-Плотномер-25-6,3*	77871-20
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829	15642-06
Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные 7829	15642-01
Влагомеры нефти поточные УД,ВН-1пм	14557-15
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм	14557-10
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм	14557-01
Анализаторы серы модели ASOMA 682-HP-EX	50181-12
Анализаторы серы общей рентгеноабсорбционные в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT	47395-11
Двунаправленные трубопоршневые поверочные установки для жидкостей фирмы «Daniel» Ду от 8" до 42" (далее - ТПУ)	20054-00
Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 (далее - ИВК)	67527-17
* применяются только при значении температуры нефти в БИК не менее +5 °C

- поверку и контроль метрологических характеристик (КМХ) преобразователей расхода (ПР) по стационарной ТПУ или передвижной поверочной установки;
- КМХ ПР по ПР контрольно-резервной ИЛ;
- получение двухчасовых, сменных, суточных и месячных отчетов, актов приема-сдачи нефти и журналов регистрации показаний средств измерений, а также их хранение.

Заводской номер СИКН нанесен типографским методом на информационную табличку, представленную на рисунке 2, установленную на площадке СИКН. Формат нанесения заводского номера - цифровой.

Пломбировка СИКН не предусмотрена.

Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.

Зав, НуЗ

Система измерения количества и показателей качества нефти КаЗ ПСП нПрославльн

Рисунок 2 - Информационная табличка СИКН

Программное обеспечение

СИКН имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в ИВК и автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора.

ПО АРМ оператора не содержит метрологически значимой части.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений, обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием ограничения доступа, установкой логинов и паролей разного уровня доступа, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к ПО для пользователя закрыт. Конструкция системы исключает возможность несанкционированного влияния на ПО системы и измерительную информацию.

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

Таблица 2 -

данные ПО СИКН

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	AnalogConverter.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.2.14.1
Цифровой идентификатор ПО	9319307D

Идентификационное наименование ПО	SIKNCalc.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.7.14.3
Цифровой идентификатор ПО	17D43552

Пр одолжение таблицы 2

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Sarasota.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.18
Цифровой идентификатор ПО	5FD2677A

Идентификационное наименование ПО	MI3265.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.3
Цифровой идентификатор ПО	4EF156E4

Идентификационное наименование ПО	PP 78xx.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.20
Цифровой идентификатор ПО	CB6B884C

Идентификационное наименование ПО	MI1974.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.11
Цифровой идентификатор ПО	116E8FC5

Идентификационное наименование ПО	MI3233.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.28
Цифровой идентификатор ПО	3836BADF

Идентификационное наименование ПО	MI3266.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.6
Цифровой идентификатор ПО	4D07BD66

Идентификационное наименование ПО	MI3267.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.5
Цифровой идентификатор ПО	D19D9225

Идентификационное наименование ПО	MI3287.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.4
Цифровой идентификатор ПО	3A4CE55B

Идентификационное наименование ПО	MI3312.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.30
Цифровой идентификатор ПО	E56EAB1E

Идентификационное наименование ПО	MI3380.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.12
Цифровой идентификатор ПО	23F21EA1

Идентификационное наименование ПО	KMH PP.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.17
Цифровой идентификатор ПО	71C65879

Идентификационное наименование ПО	KMH PP AREOM.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.3.14.1
Цифровой идентификатор ПО	62C75A03

Пр одолжение таблицы 2

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	KMH MPR MPR.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.4
Цифровой идентификатор ПО	6A8CF172

Идентификационное наименование ПО	MI2816.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.5
Цифровой идентификатор ПО	B8DF3368

Идентификационное наименование ПО	MI3151.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.21
Цифровой идентификатор ПО	F3B1C494

Идентификационное наименование ПО	MI3272.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.50
Цифровой идентификатор ПО	232DDC3F

Идентификационное наименование ПО	MI3288.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.14
Цифровой идентификатор ПО	32D8262B

Идентификационное наименование ПО	MI3155.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.30
Цифровой идентификатор ПО	F70067AC

Идентификационное наименование ПО	MI3189.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.21
Цифровой идентификатор ПО	35DD379D

Идентификационное наименование ПО	KMH PV.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.1
Цифровой идентификатор ПО	9F5CD8E8

Идентификационное наименование ПО	KMH PW.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.2
Цифровой идентификатор ПО	5C9E0FFE

Идентификационное наименование ПО	MI2974.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.21
Цифровой идентификатор ПО	AB567359

Идентификационное наименование ПО	MI3234.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.34
Цифровой идентификатор ПО	ED6637F5

Идентификационное наименование ПО	GOSTR8908.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.33
Цифровой идентификатор ПО	8D37552D

Пр одолжение таблицы 2

____________Идентификационные данные (признаки) Примечания

Значение

1. Допускается ограничивать количество программных модулей ИВК в зависимости от функционального назначения СИКН.
2. Цифровой идентификатор ПО представлен в шестнадцатеричной системе счисления в виде буквенно-цифрового кода, регистр букв при этом может быть представлен в виде прописных или строчных букв, при этом значимым является номинал и последовательность расположения цифр и букв.
3. Алгоритм вычисления цифрового идентификатора - CRC32

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКН

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений расхода нефти*, м³/ч	от 350 до 5200
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %	±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %	±0,35
^*Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки и не может выходить за пределы приведенного диапазона измерений.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон давления нефти, МПа	От 0,2 до 1,6
Режим работы СИКН	непрерывный
Измеряемая среда	нефть по ГОСТ Р 51858-2002
Физико-химические свойства измеряемой среды: - температура, °C - плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м³ - кинематическая вязкость в рабочем диапазоне температуры, мм²/с (сСт) - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - содержание свободного газа	от +1 до +40 от 850 до 950 от 9 до 100 0,5 100 0,05 Не допускается
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц	220±22, 380±38 50±1
Условия эксплуатации: а) температура окружающей среды, C: - в месте установки БИЛ - в месте установки ИВК б) относительная влажность в месте установки ИВК, % в) атмосферное давление, кПа	от -45 до +37 от +10 до +35 от 30 до 80 от 84 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность СИКН

Наименование	Обозначение	Количество шт./ экз.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 3 ПСП «Ярославль»	-	1
Инструкция по эксплуатации	-	2
Методика поверки	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 3 ЛПДС «Ярославль» Ярославского РНУ ООО «Транснефть - Балтика», свидетельство об

аттестации методики измерений

№ 516-RA.RU.312546-2025 от 18.02.2025.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть-Балтика» (ООО «Транснефть-Балтика»)

ИНН 4704041900

Юридический адрес: 195009, г. Санкт-Петербург, Арсенальная наб, д. № 11, лит. А

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть-Балтика» (ООО «Транснефть-Балтика»)

ИНН 4704041900

Адрес: 195009, г. Санкт-Петербург, Арсенальная наб, д. № 11, лит. А

Телефон: +7 (812) 380-62-25

E-mail: baltneft@spb.transneft.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: (495) 950-87-00, факс: (495) 950-85-97

E-mail: cmo@cmo.transneft.ru

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

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

Регистрационный № 70382-18

Лист № 1

Всего листов 3

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-5000

Назначение средства измерений

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-5000 (далее - резервуар) предназначен для измерений объема, а также приема, хранения и отпуска нефти.

Описание средства измерений

Принцип действия резервуара основан на заполнении его продуктом до определенного уровня, соответствующего объему продукта согласно градуировочной таблице резервуара.

Резервуар представляет собой металлический сосуд в форме вертикального цилиндра, с плоским днищем и стационарной кровлей, оборудованный приемо-раздаточными устройствами и люками.

Тип резервуара - стальной вертикальный цилиндрический, с номинальной вместимостью 5000 м³.

Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные устройства, расположенные в нижней части резервуара.

Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр нанесен на информационную табличку, расположенную

типографическим методом на периметральном ограждении резервуара и типографским способом в паспорт.

Резервуар с зав. №23 расположен на территории приемо-сдаточного пункта (ПСП) «Карабашский» ПАО «Татнефть» СП «Татнефть-Добыча».

Общий вид резервуара представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид резервуара


	1	■ п 1
		9	г
1 i ff! ------	^\|ГНЕОГ		ACHQ
1	- Г
1	1	»	L ■' АТ i Ж

Пломбирование резервуара не предусмотрено.

Нанесение знака поверки на резервуар не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м³	5000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуара (геометрический метод), %	+0,10

Таблица 2 - Основные технические

Наименование характеристики

Значение

Рабочая среда

нефть по

ГОСТ Р 51858-2020

Условия эксплуатации:

- температура окружающего воздуха при эксплуатации, °С
- атмосферное давление, кПа

от -40 до +50 от 84,0 до 106,7

Таблица 3 - Показатели надежности

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

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность

Наименование и условные обозначения

Обозначение

Количество, шт./экз.

Резервуар стальной вертикальный

цилиндрический

РВС-5000

Паспорт

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в разделе 5 «Методика измерений» паспорта.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях массового и объемного расходов жидкости»;

ГОСТ 8.570-2000 «ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки»;

Техническая документация ООО «Востокмонтажгаз», типовой проект 10-Ф3521-КМ ЦНИИ проектстальконструкция ТМ-367.

Изготовитель

ответственностью

«Востокмонтажгаз»

Общество с ограниченной (ООО «Востокмонтажгаз») ИНН 1644040780 Адрес: 423450, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Базовая, д. 9 Телефон: +7 (8553) 25-35-96

Испытательный центр

Акционерное общество «Метролог» (АО «Метролог»)

Адрес:443125, г. Самара, ул. Губанова, д. 20а

Телефон: +7 (846) 279-11-66

E-mail: prot@metrolog-samara.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311958.

в части вносимых изменений

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») ИНН 0278005403

Адрес:420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311366.

Лист № 1

Всего листов 3

Регистрационный № 70438-18

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-5000

Назначение средства измерений

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-5000 (далее - резервуары) предназначены для измерений объема, а также для приема, хранения и отпуска нефти.

Описание средства измерений

Принцип действия резервуаров основан на заполнении их продуктом до определенного уровня, соответствующего объему продукта согласно градуировочной таблице резервуаров.

Резервуары представляют собой металлические сосуды в форме вертикальных цилиндров, с плоским днищем и стационарной кровлей, оборудованных приемо-раздаточными устройствами и люками.

Тип резервуаров - стальные вертикальные цилиндрические, с номинальной вместимостью 5000 м³.

Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные устройства, расположенные в нижней части резервуаров.

Заводские номера резервуаров в виде цифрового обозначения, состоящих из арабских цифр типографическим методом нанесены на информационную табличку, расположенную на периметральном ограждении резервуаров и типографским способом в паспорта.

Резервуары с зав. №88, 90, 91 расположены на территории приемо-сдаточного пункта (ПСП) «Карабашский» ПАО «Татнефть» СП «Татнефть-Добыча».

Общий вид резервуаров представлен на рисунке 1

Рисунок 1 - Общий вид резервуаров

■ Ч—1—1-4^

1 и

Рг

"■[I'fJi

Пломбирование резервуаров не предусмотрено.

Нанесение знака поверки на резервуары не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 -

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м³	5000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуаров (геометрический метод), %	+0,10

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Рабочая среда

нефть по ГОСТ Р

51858-2020

Условия эксплуатации:

- температура окружающего воздуха при эксплуатации, °С
- атмосферное давление, кПа

от -40 до +50 от 84,0 до 106,7

Таблица 3 - Показатели надежности

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

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность

Наименование и условные обозначения

Обозначение

Количество, шт./экз.

Резервуары стальные вертикальные

цилиндрические

РВС-5000

Паспорт

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в разделе 5 «Методика измерений» паспорта.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях массового и объемного расходов жидкости»;

ГОСТ 8.570-2000 «ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки»;

Техническая документация ООО «Востокмонтажгаз», типовой проект 10-Ф3521-КМ ЦНИИ проектстальконструкция ТМ-707.

Изготовитель

ответственностью

«Востокмонтажгаз»

Испытательный центр

Акционерное общество «Метролог» (АО «Метролог»)

Адрес:443125, г. Самара, ул. Губанова, д. 20а

Телефон: +7 (846) 279-11-66

E-mail: prot@metrolog-samara.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311958.

в части вносимых изменений

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») ИНН 0278005403

МИНИСТЕРСТВО ПРО11ЫШЛЕННОСГИ и ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

(Росстандарт)

ПРИКАЗ

03 июня 2025 г.

1100

Ус

Москва

О внесении изменений в сведения об утве^ден^1х типах средств измерений

В соответствии с дминистративным регламентом по предоставлени 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, п р и к а з ы в а ю:

1. Внести изменения в сведения об утвержденных типах средств измерений в части конструктивных изменений, влияющих на их метрологические характеристики, согласно приложению к настоящему приказу.
2. Утвердить измененные описания типа средств измерений, прилагаемые к настоящему приказу.
3. ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест» 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 настоящего приказа оставляю за собой.

Заместитель руководителя

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

Е.Р. азаренко

Сертификат: 7B1801563EA497F787EAF40A918A8D6F Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович

Действителен: с 19.05.2025 до 12.08.2026

к приказу едерального агентства по техническому регулировани

от« »

и метрологии

июня лг 1100

2025 г^о Сведения об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средств измерений

вертикальн е цилиндрические

аименование типа

бозначение типа

Заводской

номер

Резервуары стальные

Регистраци-оннй номер в ФИФ

равообла-датель

тменяемая методика поверки

70438-18

Действие методики поверки сохраняется

станавлива-емая методика поверки

обавляем й изготовитель

ГСТ 8.5702000

ата утвер -дения акта испыта

ний

21.10.

2024

Заявитель

Юридическое лицо, проводив ее испытания

Публичное	АО
акционерное	«Нефтеавтом
общество	атика»,
«Татнефть»	г. Казань
имени В.Д.
Шашина,
структурное
подразделен
ие «Татнефть
- Добыча»
(ПАО
«Татнефть»
им. В.Д.
Шашина СП
«Татнефть -
Добыча»),
Республика
Татарстан, г.
Альметьевск

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический

истема автоматизирова нная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Чита Система измерений количества и показателей качества нефти № 3 ПСП «Ярославль»