194

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

(Росстандарт)

П Р И К А З

03 февраля 2026 г.

Москва

О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений

Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утвержденного 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, не влияющих на их метрологические характеристики, согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Утвердить измененные описания типов 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

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

  Заместитель Руководителя

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат: 316B076EA979CDFD7618B7011C5621C3 Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович Действителен: с 13.01.2026 до 08.04.2027

\_______________

---

ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

от «___»    февраля   2026 Г. №   ¹⁹⁴

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

№ п/п	Наименование типа	Обозначение типа	Заводской номер	Регистрационный номер в ФИФ	Правообладатель	Отменяемая методика поверки	Действие методик поверки сохраняется	Устанавливаемая методика поверки	Заявитель	Юридическое лицо, выдавшее заключение
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1.	Система измерений количества и показателей качества нефти № 261 ПСП «Дебесы»		8	59193-14			МП 1480-14 2022		Акционерное общество «Белкамнефть» им. А.А. Волкова (АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова), г. Ижевск	АО «Нефтеавтоматика», г. Казань
2.	Система измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП «Белкамнефть»		5	61733-15			МП 1481-14 2022		Акционерное общество «Белкамнефть» им. А.А. Волкова (АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова), г. Ижевск	АО «Нефтеавтоматика», г. Казань
3.	Система измерений количества и показателей качества нефти № 260 ПСП «Черновское»		6	66218-16			МП 1479-14 2022		Акционерное общество «Белкамнефть» им. А.А. Волкова (АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова), г. Ижевск	АО «Нефтеавтоматика», г. Казань
4.	Система измерений количества и показателей качества		7	66215-16			МП 1484-14 2022		Акционерное общество «Белкамнефть» им. А.А. Волкова	АО «Нефтеавтоматика», г. Казань

	нефти № 831 ПСП «Хмелевка»
5.	Анализаторы толщины покрытий рентгенофлуоресцентные	iEDX 150Т		88512-23	КомпанияISP СО., LTD, Республика Корея
6.	Преобразователи температуры	серии «ЭА-ПТ»		71572-18
7.	Пылемеры	СОМ-16		68008-17

			(АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова), г. Ижевск
	МП035.Д4-22		Общество с ограниченной ответственностью «Остек-АртТул» (ООО «Остек- АртТул»), г. Москва	УНИИМ - филиалом ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», г. Екатеринбург
	ГОСТ 8.461- 2009		Общество с ограниченной ответственностью «КСТ ЭНЕРГО ИНЖИНИРИНГ» (ООО «КСТ ЭНЕРГО ИНЖИНИРИНГ»), г. Уфа	ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология», г. Москва
	МП-640-034- 17 с изменением № 1		Акционерное общество «Проманалитприбор» (АО «Проманалитприбор»), Новосибирская обл., г. Бердск	ФГУП «ВНИИФТРИ», Московская обл., рп. Менделеево

---

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « __ »   Лири 2026 Г. №    ¹⁹⁴

Регистрационный № 59193-14

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти №  261 ПСП «Дебесы» Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 261 ПСП «Дебесы» (далее - СИКН) предназначена для динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью расходомеров-счетчиков массовых. Выходные электрические сигналы с расходомеров-счетчиков массовых поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов. Часть измерительных компонентов СИКН формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК), метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.

СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, размещенных в отапливаемом блок-боксе, системы сбора, обработки информации и управления, системы дренажа нефти.

В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты утвержденного типа, приведенные в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Измерительные компоненты

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS (далее - РМ)	50998-12
Преобразователи давления измерительные EJX	28456-09
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65	22257-11
Преобразователи измерительные 644	14683-09

Продолжение таблицы 1

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП)	15644-01; 15644-06; 52638-13
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829	15642-06
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм	14557-05; 14557-10; 14557-15
Контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (далее -ивк)	38623-11
Контроллер программируемый логический PLC Modicon	18649-09
Расходомер ультразвуковой UFM 3030	48218-11
Счетчик нефти турбинный МИГ	26776-08

В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов. В качестве поверочной установки (далее - ПУ) применяют стационарную или передвижную трубопрошневую установку, компакт-прувер, массомерную установку или другую, предназначенную для поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) РМ.

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматизированные измерения массы брутто нефти прямым методом динамических измерений за установленные интервалы времени в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;

• - автоматические измерения плотности, вязкости и объемной доли воды в нефти;

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

• - проведение контроля метрологических характеристик и поверки РМ с применением ПУ и ПП;

• - автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной лаборатории;

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

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

• - защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Общий вид СИКН приведен на рисунке 1.

Заводской № 8 нанесен на маркировочную табличку, закрепленную на внутренней стороне двери блок-бокса СИКН, согласно рисунку 2.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, на фланцевых соединениях РМ предусмотрены места для установки пломб. Пломбировка осуществляется нанесением знака поверки давлением на свинцовые (пластмассовые) пломбы, установленные на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия в шпильках, расположенных на диаметрально противоположных фланцах, согласно рисунку 2.

Рисунок 1 - Общий вид СИКН

. ......

Места нанесения заводского номера и знака утверждения типа

Места установки пломб и нанесения знака поверки

Рисунок 2 - Места нанесения заводского номера, знака утверждения типа, знака поверки и места установки пломб

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 2.

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
	ПО ИВК (основного и резервного)	ПО АРМ оператора (основного и резервного)
Идентификационное наименование ПО	LinuxBinary.app	OMS261
Номер версии (идентификационный номер) ПО	06.09с/09с	1.41
Цифровой идентификатор ПО	4af5	3909E3CB

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблицах 3, 4, 5 и 6.

Т а б л и ц а 3 - Состав и основные метрологические характеристики ИК

Номер ИК	Наименование ИК	Количество ИК (место установки)	Состав ИК		Диапазон измерений*, т/ч	Пределы допускаемой относительной погрешности ИК, %
			Первичный измерительный преобразователь	Вторичная часть
1, 2, 3	ИК массового расхода и массы нефти	3 (ИЛ 1, ИЛ 2, ИЛ 3)	РМ	ИВК	от 20 до 91	±0,25

* Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется

при проведении поверки и не может превышать максимальный диапазон измерений

Т а б л и ц а 4 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений массового расхода нефти*, т/ч	от 20 до 160
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 превышать максимальный диапазон измерений

Т а б л и ц а 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных линий, шт.	3 (2 рабочие, 1 резервная)
Режим работы СИКН	периодический
Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц	380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1
Потребляемая мощность, кВА, не более	40
Габаритные размеры блок-бокса БИЛ и БИК, мм, не более: - высота - ширина - длина	3900 6450 9300
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - температура окружающего воздуха в блок-боксе СИКН, °С, не менее	от -39 до +37 +5
Параметры измеремой среды
Измеряемая среда	нефть по ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия»
Избыточное давление измеряемой среды, МПа, не более	5,0
Температура измеряемой среды, °С	от +5 до +45
Плотность измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3	от 820 до 920

П Продолжение таблицы 5

Наименование характеристики	Значение
Вязкость кинематическая измеряемой среды, мм2/с (сСт), не более	25
Массовая доля воды, %, не более	0,5
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	900
Содержание свободного газа	не допускается

Т а б л и ц а 6 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	2000
Средний срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится по центру титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом, а также на маркировочную табличку.

Комплектность средства измерений

Т а б л и ц а 7 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 261 ПСП «Дебесы»	-	1
Руководство по эксплуатации	СИКН6.00.00.000 РЭ	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 261 ПСП «Дебесы» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.21750).

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, пункт 6.1.1)

Приказ Росстандарта от 26.09.2022 № 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»

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «СистемНефтеГаз»

(ООО «СНГ»)

ИНН 0265033883

Адрес: 452613, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Космонавтов, д. 61, к. 1 Телефон: (34767) 3-43-60

Факс: (34767) 3-43-60

Испытательный центр

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)

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

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

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

Web-сайт: www.vniir.org

E-mail: office@vniir.org

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

В части вносимых изменений

Акционерное общество «Нефтеавтоматика»

(АО «Нефтеавтоматика»)

Адрес:420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а

Телефон: (843) 567-20-10, 8-800-700-68-78

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311366

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « 03 »    февраля 2026 Г. №     ^{1 94}

Регистрационный № 61733-15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти №  616 ПСП «Белкамнефть» Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП «Белкамнефть» (далее - СИКН) предназначена для динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью расходомеров-счетчиков массовых. Выходные электрические сигналы с расходомеров-счетчиков массовых поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов. Часть измерительных компонентов СИКН формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК), метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.

СИКН состоит из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, размещенных в отапливаемом блок-боксе, системы сбора, обработки информации и управления, системы дренажа нефти.

В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты утвержденного типа, приведенные в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Измерительные компоненты

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS (далее - РМ)	50998-12
Преобразователи давления измерительные 3051	14061-10
Датчики температуры 3144Р	39539-08

Продолжение таблицы 1

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835	15644-01; 15644-06; 52638-13
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829	15642-06
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм	14557-05; 14557-10; 14557-15
Контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (далее -ивк)	38623-11
Счетчик нефти турбинный МИГ	26776-08

В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов. В качестве поверочной установки (далее - ПУ) применяют стационарную или передвижную трубопрошневую установку, компакт-прувер, массомерную установку или другую, предназначенную для поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) РМ.

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматизированные измерения массы брутто нефти прямым методом динамических измерений за установленные интервалы времени в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;

• - автоматические измерения плотности, вязкости и объемной доли воды в нефти;

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

• - проведение контроля метрологических характеристик и поверки РМ с применением ПУ и ПП;

• - автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной лаборатории;

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

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

• - защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Общий вид СИКН приведен на рисунке 1.

Заводской № 5 СИКН нанесен на маркировочную табличку, закрепленную на блок-боксе СИКН, согласно рисунку 1.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, на фланцевых соединениях РМ предусмотрены места для установки пломб. Пломбировка осуществляется нанесением знака поверки давлением на свинцовые (пластмассовые) пломбы, установленные на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия в шпильках, расположенных на диаметрально противоположных фланцах, согласно рисунку 2.

Рисунок 1 - Общий вид СИКН с указанием места нанесения заводского номера

Рисунок 2 - Места нанесения знака поверки и места установки пломб

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 2.

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
	ПО ИВК (основного и резервного)	ПО АРМ оператора (основного и резервного)
Идентификационное наименование ПО	LinuxBinary.app	oms616
Номер версии (идентификационный номер) ПО	06.09с/09с	1.35
Цифровой идентификатор ПО	a78d	159В478В

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблицах 3, 4, 5 и 6.

Т а б л и ц а 3 - Состав и основные метрологические характеристики ИК

Номер ИК	Наименование ИК	Количество ИК (место установки)	Состав ИК		Диапазон измерений*, т/ч	Пределы допускаемой относительной погрешности ИК, %
			Первичный измерительный преобразователь	Вторичная часть
1, 2	ИК массового расхода и массы нефти	2 (ИЛ 1, ИЛ 2)	РМ	ИВК	от 80 до 350	±0,25

* Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки и не может превышать максимальный диапазон измерений

Т а б л и ц а 4 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений массового расхода нефти*, т/ч	от 80 до 350
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 превышать максимальный диапазон измерений

Т а б л и ц а 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных линий, шт.	2 (1 рабочая, 1 резервная)
Режим работы СИКН	непрерывный
Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц	380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±2
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность окружающего воздуха, % - атмосферное давление, кПа	от -37 до +38 от 30 до 80 от 84 до 107
Параметры измеремой среды
Измеряемая среда	нефть по ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия»
Избыточное давление измеряемой среды, МПа, не более	1,6
Температура измеряемой среды, °С	от +5 до +45
Плотность измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3	от 850 до 950
Кинематическая вязкость измеряемой среды, сСт, не более	40
Массовая доля воды, %, не более	0,5
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	900
Содержание свободного газа	не допускается

Т а б л и ц а 6 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средний срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится по центру титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.

Лист № 5 Всего листов 5 Комплектность средства измерений

Т а б л и ц а 7 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП «Белкамнефть»	-	1
Руководство по эксплуатации	СИКН03.00.00.000 РЭ	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 616 ПСП «Белкамнефть» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.15617).

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, пункт 6.1.1)

Приказ Росстандарта от 26.09.2022 № 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»

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «СистемНефтеГаз»

(ООО «СНГ»)

ИНН 0265033883

Адрес: 452613, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Космонавтов, д. 61, к. 1

Телефон: (34767) 3-43-60

Факс: (34767) 3-43-60

Испытательный центр

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)

Адрес местонахождения: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская,

д. 7 «а»

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

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

Web-сайт: www.vniir.org

E-mail: office@vniir.org

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

в части вносимых изменений

Акционерное общество «Нефтеавтоматика»

(АО «Нефтеавтоматика»)

Адрес:420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а

Телефон: (843) 567-20-10, 8-800-700-68-78

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311366

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « оз »    февраля 2026 Г. №     1 94

Регистрационный № 66218-16

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти №  260 ПСП «Черновское» Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 260 ПСП «Черновское» (далее - СИКН) предназначена для динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью расходомеров-счетчиков массовых. Выходные электрические сигналы с расходомеров-счетчиков массовых поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов. Часть измерительных компонентов СИКН формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК), метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.

СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, размещенных в отапливаемом блок-боксе, стационарной трубопоршневой поверочной установки, системы сбора, обработки информации и управления, системы дренажа нефти.

В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты утвержденного типа, приведенные в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Измерительные компоненты

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS (далее - РМ)	50998-12
Преобразователи давления измерительные EJX	28456-09
Датчики температуры 644	39539-08

Продолжение таблицы 1

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП)	15644-01; 15644-06; 52638-13
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм	14557-05; 14557-10; 14557-15
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829	15642-06
Контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (далее -ивк)	38623-11
Контроллер программируемый логический PLC Modicon	18649-09
Преобразователи измерительные модели D1000	44311-10
Расходомер ультразвуковой UFM 3030	48218-11
Счетчик нефти турбинный МИГ	26776-08

В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов. В качестве поверочной установки (далее - ПУ) применяют стационарную или передвижную трубопрошневую установку, компакт-прувер, массомерную установку или другую, предназначенную для поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) РМ.

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматизированные измерения массы брутто нефти прямым методом динамических измерений за установленные интервалы времени в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;

• - автоматические измерения плотности, вязкости и объемной доли воды в нефти;

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

• - проведение КМХ и поверки РМ с применением ПУ и ПП;

• - автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной лаборатории;

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

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

• - защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Общий вид СИКН приведен на рисунке 1.

Заводской № 6 СИКН нанесен на маркировочную табличку, закрепленную на блок-боксе СИКН, согласно рисунку 2.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, на фланцевых соединениях РМ предусмотрены места для установки пломб. Пломбировка осуществляется нанесением знака поверки давлением на свинцовые (пластмассовые) пломбы, установленные на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия в шпильках, расположенных на диаметрально противоположных фланцах, согласно рисунку 2.

Рисунок 2 - Места нанесения заводского номера, знака утверждения типа, знака поверки и места установки пломб

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 2.

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
	ПО ИВК (основного и резервного)	ПО АРМ оператора (основного и резервного)
Идентификационное наименование ПО	LinuxBinary.app	OMS260
Номер версии (идентификационный номер) ПО	06.09с/09с	1.41
Цифровой идентификатор ПО	a78d	A611D0C7

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблицах 3, 4, 5 и 6.

Т а б л и ц а 3 - Состав и основные метрологические характеристики ИК

Номер ИК	Наименование ИК	Количество ИК (место установки)	Состав ИК		Диапазон измерений*, т/ч	Пределы допускаемой относительной погрешности ИК, %
			Первичный измерительный преобразователь	Вторичная часть
1, 2, 3	ИК массового расхода и массы нефти	3 (ИЛ 1, ИЛ 2, ИЛ 3)	РМ	ИВК	от 10 до 170	±0,25

* Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется

при проведении поверки и не может превышать максимальный диапазон измерений

Т а б л и ц а 4 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений массового расхода нефти*, т/ч	от 10 до 170
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 превышать максимальный диапазон измерений

Т а б л и ц а 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных линий, шт.	3 (2 рабочие, 1 резервная)
Режим работы СИКН	непрерывный
Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц	380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1
Потребляемая мощность, кВА, не более	40
Габаритные размеры блок-бокса СИКН, мм, не более: - высота - ширина - длина	3900 6300 10500
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - температура окружающего воздуха в блок-боксе СИКН, °С, не менее	от -48 до +37 +5
Параметры измеремой среды
Измеряемая среда	нефть по ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия»
Избыточное давление измеряемой среды, МПа, не более	4,0
Температура измеряемой среды, °С	от +5 до +45
Плотность измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3	от 850 до 950
Вязкость кинематическая измеряемой среды, сСт, не более	40
Массовая доля воды, %, не более	0,5
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05

П Продолжение таблицы 5

Наименование характеристики	Значение
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	900
Содержание свободного газа	не допускается

Т а б л и ц а 6 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	2000
Средний срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится по центру титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом, а также на маркировочную табличку.

Комплектность средства измерений

Т а б л и ц а 7 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 260 ПСП «Черновское»	-	1
Руководство по эксплуатации	СИКН4.00.00.000 РЭ	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти №260 ПСП «Черновское» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.15062).

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, пункт 6.1.1)

Приказ Росстандарта от 26.09.2022 № 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»

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «СистемНефтеГаз»

(ООО «СНГ»)

ИНН 0265033883

Адрес: 452613, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Космонавтов, д. 61, к. 1

Телефон: (34767) 3-43-60

Факс: (34767) 3-43-60

Испытательный центр

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)

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

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

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

Web-сайт: www.vniir.org

E-mail: office@vniir.org

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

В части вносимых изменений

Акционерное общество «Нефтеавтоматика»

(АО «Нефтеавтоматика»)

Адрес:420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а

Телефон: (843) 567-20-10, 8-800-700-68-78

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311366

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « __ »    февраля 2026 Г. №     ¹⁹⁴

Регистрационный № 66215-16

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти №  831 ПСП «Хмелевка» Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 831 ПСП «Хмелевка» (далее - СИКН) предназначена для динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов. Часть измерительных компонентов СИКН формируют вспомогательные измерительные каналы (ИК), метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.

СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, размещенных в отапливаемом блок-боксе, стационарной трубопоршневой поверочной установки, системы сбора, обработки информации и управления, системы дренажа нефти.

В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты утвержденного типа, приведенные в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Измерительные компоненты

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Расходомеры массовые Promass (далее - РМ)	15201-11
Преобразователи измерительные 644, 3144Р	14683-09
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065	53211-13
Преобразователи давления измерительные EJX	28456-09

Продолжение таблицы 1

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП)	15644-01; 15644-06; 52638-13
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7829	15642-06
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм	14557-05; 14557-10; 14557-15
Контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (далее -ивк)	38623-11
Преобразователи измерительные модели D1000	44311-10
Расходомер UFM 3030	48218-11
Счетчик нефти турбинный МИГ	26776-08

В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов. В качестве поверочной установки (далее - ПУ) применяют стационарную или передвижную трубопрошневую установку, компакт-прувер, массомерную установку или другую, предназначенную для поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) РМ.

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматизированные измерения массы брутто нефти прямым методом динамических измерений за установленные интервалы времени в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, объемной доли воды в нефти;

• - автоматические измерения плотности, вязкости и объемной доли воды в нефти;

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

• - проведение КМХ и поверки РМ с применением ПУ и ПП;

• - автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной лаборатории;

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

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

• - защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Общий вид СИКН приведен на рисунке 1.

Заводской № 7 СИКН нанесен на маркировочную табличку, закрепленную на внутренней стороне двери блок-бокса СИКН, согласно рисунку 2.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, на фланцевых соединениях РМ предусмотрены места для установки пломб. Пломбировка осуществляется нанесением знака поверки давлением на свинцовые (пластмассовые) пломбы, установленные на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия в шпильках, расположенных на диаметрально противоположных фланцах, согласно рисунку 2.

Рисунок 1 - Общий вид СИКН

Места нанесения заводского номера н знака утверждения типа

Места установки пломб и нанесения знака поверки

Рисунок 2 - Места нанесения заводского номера, знака утверждения типа, знака поверки и места установки пломб

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 2.

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
	ПО ИВК (основного и резервного)	ПО АРМ оператора (основного и резервного)
Идентификационное наименование ПО	LinuxBinary.app	OMS831
Номер версии (идентификационный номер) ПО	06.09с/09с	1.41
Цифровой идентификатор ПО	4af5	3909E3CB

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблицах 3, 4, 5 и 6.

Т а б л и ц а 3 - Состав и основные метрологические характеристики ИК

Номер ИК	Наименование ИК	Количество ИК (место установки)	Состав ИК		Диапазон измерений*, т/ч	Пределы допускаемой относительной погрешности ИК, %
			Первичный измерительный преобразователь	Вторичная часть
1, 2	ИК массового расхода и массы нефти	2 (ИЛ 1, ИЛ 2)	РМ	ИВК	от 10 до 85	±0,25

* Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется

при проведении поверки и не может превышать максимальный диапазон измерений

Т а б л и ц а 4 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений массового расхода нефти*, т/ч	от 10 до 85
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 превышать максимальный диапазон измерений

Т а б л и ц а 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных линий, шт.	2 (1 рабочая, 1 резервная)
Режим работы СИКН	непрерывный
Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц	380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1
Потребляемая мощность, кВА, не более	40
Габаритные размеры блок-бокса СИКН, мм, не более: - высота - ширина - длина	3900 6400 9000
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - температура окружающего воздуха в блок-боксе СИКН, °С, не менее	от -48 до +37 +5
Параметры измеремой среды
Измеряемая среда	нефть по ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия»
Избыточное давление измеряемой среды, МПа, не более	4,0
Температура измеряемой среды, °С	от +5 до +45
Плотность измеряемой среды при рабочих условиях, кг/м3	от 850 до 950

П Продолжение таблицы 5

Наименование характеристики	Значение
Вязкость кинематическая измеряемой среды, сСт, не более	100
Массовая доля воды, %, не более	0,5
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	900
Содержание свободного газа	не допускается

Т а б л и ц а 6 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	2000
Средний срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится по центру титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом, а также на маркировочную табличку.

Комплектность средства измерений

Т а б л и ц а 7 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 831 ПСП «Хмелевка»	-	1
Руководство по эксплуатации	СИКН5.00.00.000 РЭ	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 831 ПСП «Хмелевка» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2017.25701).

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, пункт 6.1.1)

Приказ Росстандарта от 26.09.2022 № 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»

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «СистемНефтеГаз»

(ООО «СНГ»)

ИНН 0265033883

Адрес: 452613, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Космонавтов, д. 61, к. 1 Телефон: (34767) 3-43-60

Факс: (34767) 3-43-60

Испытательный центр

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)

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

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

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

Web-сайт: www.vniir.org

E-mail: office@vniir.org

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

В части вносимых изменений

Акционерное общество «Нефтеавтоматика»

(АО «Нефтеавтоматика»)

Адрес:420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а

Телефон: (843) 567-20-10, 8-800-700-68-78

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311366

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « 03 »    февраля 2026 Г. №     ^{1 94}

Лист № 1 Регистрационный № 88512-23                                         Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Анализаторы толщины покрытий рентгенофлуоресцентные iEDX 150T

Назначение средства измерений

Анализаторы толщины покрытий рентгенофлуоресцентные iEDX 150T (далее по тексту - анализаторы) предназначены для измерений толщины однослойных, многослойных или сплавных покрытий, а также массовой доли элементов методом энергодисперсионной рентгеновской флуоресценции.

Описание средства измерений

Принцип действия анализаторов основан на анализе материалов методом энергодис-персионной флуоресценции, при котором на образец воздействуют рентгеновскими лучами из рентгеновской трубки, вследствие чего генерируется флуоресцентное рентгеновское излучение, по энергии которого определяют элементы, представленные в образце, а по интенсивности рентгенофлуоресценции определяют толщину образца и его элементный состав.

Конструктивно средство измерений выполнено в виде настольного прибора с отдельно устанавливаемым компьютером с программным обеспечением и включает в себя следующие основные составные части: рентгеновскую трубку, кремниевый дрейфовый детектор, коллиматоры, измерительную камеру, подвижную платформу для установки образца, видеокамеру для позиционирования, физический ключ безопасности, кнопки включения анализатора, блокирующаяся дверца, интерфейс подключения USB. Анализатор выполняет анализ элементов от Ti²² до U⁹². Анализатор позволяет выполнять измерения толщины покрытия на 5 слоях, включая основание, диапазон показаний толщины покрытий составляет от 0,05 до 75 мкм.

Анализаторы выпускаются в трех исполнениях S, M и L, отличающихся габаритными размерами и массой. Исполнение L имеет прорезную (открытую) измерительную камеру, позволяющую проводить анализ крупногабаритных образцов.

Пломбирование анализаторов не предусмотрено.

Заводской номер в виде буквенно-цифрового обозначения наносят методом цифровой лазерной печати на шильдик, расположенный на задней поверхности корпуса анализатора.

Общий вид и схема маркировки анализаторов представлены на рисунках 1 и 2.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее по тексту - ПО) MultiRay, установленное на персональный компьютер, содержит функции для настройки условий измерений, управления прибором, мониторинга измерений в реальном времени, сбора, хранения и обработки результатов измерений.

Метрологически значимая часть ПО не выделена, все ПО является метрологически значимым.

Идентификационные данные программного обеспечения указаны в таблице 1.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) анализаторов

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	MultiRay
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже	2.3.46. ХХ1'
Цифровой идентификатор ПО	-
|( ХХ - буквенное обозначение, которое может принимать значения Ru или В, где Ru - русскоязычная версия ПО, В - англоязычная версия ПО.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений толщины покрытия, мкм	от 0,6 до 24,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений толщины покрытия1^ %	± 6
Диапазон измерений массовой доли элементов2), %	от 0,1 до 99,9
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массовой доли элементов, %, в диапазоне: от 0,1 до 2,0 % включ.,	± 20
св. 2,0 до 10,0 % включ.,	± 15
св. 10,0 до 99,9 % включ.	± 10
1) Для первого слоя покрытия
2) Значения нормированы для анализаторов, которые имеют в ПО режим измерений
массовой доли элементов

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
	исполнение S	исполнение M	исполнение L
Габаритные размеры, мм, не более:
- высота	600	500	430
- ширина	820	770	1100
- длина	650	520	815
Масса, кг, не более	140	120	140
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В		220 ± 10 %
- частота переменного тока, Гц		50/60
- потребляемая мощность, В •А		600
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С		от +10 до +40
- относительная влажность воздуха, %,		80
не более
- атмосферное давление, кПа		от 94 до 106

Знак утверждения типа

наносится на корпус прибора методом наклеивания и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Анализатор толщины покрытий рентгенофлуоресцентный	iEDX 150T	1 шт.
Сетевой шнур	-	1 шт.
USB - кабель	-	1 шт
USB - носитель с программным обеспечением MultiRay	-	1 шт
Руководство по эксплуатации	-	1 шт

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в руководстве по эксплуатации «Анализаторы толщины покрытий рентгенофлуоресцентные iEDX 150T. Руководство по эксплуатации» разделы 3.2 «Измерение толщины покрытий. Введение и пояснения», 3.3 «Функция измерения толщины покрытия», 3.4 «Качественный и количественный анализ. Введение и объяснение», 3.5 «Функции количественного анализа».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 сентября 2018 г. № 2089 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений поверхностной плотности и массовой доли элементов в покрытиях»

Стандарт предприятия компании ISP CO., LTD, Республика Корея

Правообладатель

Компания ISP CO., LTD, Республика Корея

Адрес: 109, Wonmanseong-ro, Deokjin-gu, Jeonju-si, Jeollabuk-do, 54853, Republic of Korea Телефон/факс: +82-63-263-8444 / +82-63-263-8445

Web-сайт: www.ispxrf.com

Изготовитель

Компания ISP CO., LTD, Республика Корея

Адрес: 109, Wonmanseong-ro, Deokjin-gu, Jeonju-si, Jeollabuk-do, 54853, Republic of Korea Телефон/факс: +82-63-263-8444 / +82-63-263-8445

Web-сайт: www.ispxrf.com

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт оптико-физических измерений»

(ФГУП «ВНИИОФИ»)

Адрес: 119361 г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Телефон: 8 (495) 437-56-33; факс 8 (495) 437-31-47

Web-сайт: www.vniiofi.ru

E-mail: vniiofi@vniiofi.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30003-2014

В части внесений изменений

Уральский научно-исследовательский институт метрологии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И.Менделеева»

Адрес: 620075, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, д. 4

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311373

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « _3 »   фелреля 2026 Г. №    ¹⁹⁴

Лист № 1 Регистрационный № 71572-18                                           Всего листов 4

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Преобразователи температуры серии «ЭА-ПТ»

Назначение средства измерений

Преобразователи температуры серии «ЭА-ПТ» (далее - преобразователи) предназначены для измерений температуры поверхности промышленного оборудования или температуры воздуха окружающей среды.

Описание средства измерений

Принцип действия преобразователей основан на свойстве платины изменять свое электрическое сопротивление с изменением температуры. Преобразователи представляют собой колпачок из нержавеющей стали, в котором помещен чувствительный элемент, соединенный с установочным кабелем для измерения электрического сопротивления. Другой конец соединительного кабеля с помощью клемм подключен в соединительной коробке. Конструктивно преобразователи отличаются исполнением соединительной коробки, а также длиной и типом соединительного кабеля, номинальное значение длины которого в мм указывается в условном обозначении преобразователей «ЭА-ПТ-Х1», где - Х1-длина соединительного кабеля в мм. Преобразователи выпускаются в 2-х модификациях ЭА-ПТ-Х1; ЭА-ПТ-Х1(н), которые отличаются между собой диапазоном измерений.

Конструктивное исполнения преобразователей ГОСТ 14254-2015 удовлетворяет требованиям степени защиты от воздействия воды и пыли IP66.

По устойчивости к механическим воздействиям преобразователи при эксплуатации соответствуют группам исполнения №3 по ГОСТ Р 52931-2008.

По ГОСТ 31610.0-2014 (IEC 60079-0:2011) преобразователи имеют маркировку взрывозащиты 1Ex e IIC T6.. ,Т1 Gb X.

Общий вид преобразователя и места нанесения знака утверждения типа, заводского номера, идентифицирующий каждый экземпляр средства измерений, который наносится методом лазерной печати на информационную табличку (этикетку) в виде цифрового обозначения, приведены на рисунке 1. Пломбирование преобразователей не предусмотрено.

Место нанесения знака утверждения типа

Место нанесения заводского номера

Рисунок 1 - Общий вид преобразователя с указанием мест нанесения знака утверждения типа и заводского номера

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений температуры, °С: мод. ЭА-ПТ-Х1 мод. ЭА-ПТ-Х1(н)	от -60 до +600 от -60 до +250
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С	±(0,6+0,01-Itl)*
Номинальное сопротивление при температуре среды 0 °С, Ом	100
* где t - температура измеряемой среды, °С

Таблица 2 - Технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Температурный коэффициент, °С-1	0,00385
Класс допуска по ГОСТ 6651-2009	С
Максимальный измерительный ток, мА	10
Электрическое сопротивление изоляции при температуре от +15 °С до +25 °С, МОм, не менее	100
Габаритные размеры, мм, не более: а) защитной коробки (длинахширинахвысота) б) соединительного кабеля с чувствительным элементом	122х120х90 в соответствии с значением из условного обозначения
Масса, кг, не более: мод. ЭА-ПТ-Х1 мод. ЭА-ПТ-Х1(н)	1,6 1,5
Степень защиты от внешних воздействий	IP66

Таблица 3 - Показатели надёжности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	35000
Средний срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским методом и на защитную коробку преобразователей в виде наклейки.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Преобразователь температуры	серии ЭА-ПТ1)	1 шт.
Руководство по эксплуатации	ТНБВ.405211.007 РЭ	1 экз.
Паспорт	ТНБВ.405211.ХХХ1) ПС	1 экз.
Примечание: 1) - модификация в соответствии с заказом

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1.4 «Устройство и работа преобразователя» руководства по эксплуатации ТНБВ.405211.007 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ГОСТ 8.461-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки

ГОСТ 6651-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний

ТУ 26.51.51-012-70386892-2017 Преобразователь температуры серии «ЭА-ПТ». Технические условия

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «КСТ ЭНЕРГО ИНЖИНИРИНГ»

(ООО «КСТ ЭНЕРГО ИНЖИНИРИНГ»)

ИНН 5038111252

Юридический адрес: 450112, Республика Башкортостан, г. о. Уфа, г. Уфа, ул. Мира, д. 61 Адрес места осуществления деятельности: 450065, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Свободы, д. 61, к. 4

Тел.: +7 (499) 673 03 88

E-mail: info@kst-energo.ru

Испытательные центры Общество с ограниченной ответственностью «испытательный центр разработок в области метрологии»

(ООО «ИЦРМ») Адрес:117546, г. Москва, Харьковский пр-д, д. 2

Телефон (факс): +7 (495) 278-02-48

E-mail:info@ic-rm.ru Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311390

Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизированные системы контроля Экспресс»

(ООО «АСК Экспресс»)

Адрес: 111123, г. Москва, ш. Энтузиастов, д. 64 Телефон (факс): +7 (495) 504-15-11

E-mail: acs@acs-inc.ru Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312222

В части вносимых изменений

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

Юридический адрес: 119415, Россия, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Проспект Вернадского, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1, помещ. 263

Адрес места осуществления деятельности: 142300, Россия, Московская обл., р-н Чеховский, г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.314164

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « __ »   фирия 2026 Г. №    ¹⁹⁴

Лист № 1 Регистрационный № 68008-17                                        Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Пылемеры СОМ-16

Назначение средства измерений

Пылемеры СОМ-16 (далее - пылемеры) предназначены для измерений массовой концентрации пыли и оптической плотности отходящих газов топливо-сжигающих установок.

Описание средства измерений

Принцип действия пылемера основан на оптическом методе измерений массовой концентрации пыли по ослаблению светового луча при прохождении его через запыленную среду. Световой луч, проходя через слой пылегазового потока, поглощается частицами пыли. Интенсивность светового луча регистрируется фотоприемником. По интенсивности принятого и испущенного света рассчитывается коэффициент пропускания, по которому определяется оптическая плотность, пропорциональная массовой концентрации пыли. Для проведения измерений массовой концентрации пыли выполняется предварительная градуировка пылемеров. Градуировка осуществляется гравиметрическим методом. При градуировке устанавливается взаимосвязь измеряемой массовой концентрации с оптическими характеристиками анализируемой среды.

Конструктивно пылемеры состоят из измерительного блока и блока индикации и управления. Основными элементами измерительного блока являются источник света (лазерный модуль) в диапазоне длин волн от 640 до 660 нм, фотоприемник и микропроцессорное устройство для обработки измерительных сигналов и вывода результатов измерений на дисплей, токовые выходы от 0 до 20 мА и внешнее устройство через последовательный интерфейс RS-485. Дополнительно в состав пылемеров входит блок воздухонагнетателя с воздушным фильтром для очистки измерительного тракта.

По способу эксплуатации пылемеры являются стационарными приборами непрерывного действия, устанавливаются непосредственно на газоходах топливо-сжигающих установок. Питание пылемеров осуществляется от сети переменного тока.

Пылемеры имеют следующие исполнения СОМ-16.Д, СОМ-16.Л и СОМ-16.М, отличающиеся конструкцией измерительных блоков и точностью измерений.

В пылемерах исполнения СОМ-16.Д измерительный блок выполнен в виде погружного зонда, погружная часть которого располагается в газоходе.

В пылемерах исполнений СОМ-16.Л и СОМ-16.М измерительный блок состоит из двух частей: излучателя света и фотоприемника с микропроцессорным устройством, которые монтируются на газоход друг напротив друга на одной оптической оси.

На корпусе измерительного блока установлена маркировочная таблица, выполненная фотохимическим способом и содержащая наименование пылемера, заводской номер пылемера в цифровом формате и знак утверждения типа средства измерений.

Пломбирование пылемеров от несанкционированного доступа не предусмотрено.

Блок воздухонагнетателя окрашивается в серый цвет.

Общий вид пылемеров представлен на рисунке 1.

Блок измерительны исполнении СОМ-

Место нанесения знака утверждения типа и заводского номера

Рисунок 1 - Общий вид пылемеров СОМ-16,

место нанесения знака утверждения типа и заводского номера

Программное обеспечение

Пылемеры имеют встроенное программное обеспечение (далее - ПО), являющееся метрологически значимым. Функции встроенного ПО: обработка измерительных сигналов, отображение, сбор и передача измеренных данных на внешние устройства, управление работой пылемера.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные встроенного ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение для исполнений
	СОМ-16.Д, СОМ-16.Л	СОМ-16.М
Идентификационное наименование ПО	Контроллер SOM-16.ls_1 9.23.1	Контроллер SOM-16.ls_1 9.24.1
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 23.1	не ниже 24.1
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)	-	-

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон показаний массовой концентрации, мг/м3	от 0 до 100000
Диапазон измерений* массовой концентрации пыли, мг/м3	от 1,0 до 10000
Пределы допускаемой приведенной** погрешности измерений массовой концентрации пыли, %, для пылемеров исполнений: СОМ-16.Д, СОМ-16.Л при измерении до 500 мг/м3 включ. СОМ-16.М при измерении до 20 мг/м3 включ.	±20
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массовой концентрации пыли, %, для пылемеров исполнений: СОМ-16.Д, СОМ-16.Л при измерении св. 500 мг/м3 СОМ-16.М при измерении св. 20 мг/м3	±20
Диапазон измерений оптической плотности, Б	от 0 до 4,0
Пределы допускаемой приведенной** погрешности измерений оптической плотности при измерении от 0 до 0,7 Б включ., %	±2
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений оптической плотности, % при измерении св. 0,7 до 3 Б включ. при измерении св. 3 до 4 Б	±2 ±5
* Пределы градуировки пылемеров могут быть различными в границах диапазона показаний в зависимости от задач при их эксплуатации. В диапазоне св. 10000 мг/м3 пылемеры эксплуатируются как индикаторы. ** Приведенная погрешность измерений по массовой концентрации нормирована относительно значения 500 мг/м3 для пылемеров исполнений СОМ-16.Д, СОМ-16.Л и относительно значения 20 мг/м3 для пылемеров исполнения СОМ-16.М, по оптической плотности - относительно значения 0,7 Б для всех исполнений.

Таблица 3 - Технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания от сети переменного тока напряжение, В частота, Гц	от 198 до 242 от 49 до 51
Потребляемая мощность, В^А, не более	50
Габаритные размеры блока индикации и управления пылемера, мм, не более: высота ширина длина	610 410 220
Габаритные размеры измерительного блока пылемера исполнения СОМ-16.Д, мм, не более: диаметр длина	200 1100

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры измерительного блока пылемеров исполнений
СОМ-16.Л, СОМ-16.М, мм, не более:
излучателя света
высот	120
ширина	130
длина	170
фотоприемника
высота	110
ширина	130
длина	170
Масса пылемеров, кг, не более:
измерительного блока	13
блока индикации и управления	20
Условия эксплуатации
температура окружающей среды, °С	от -60 до +50
относительная влажность окружающей среды при 35 °С, без
конденсации, %, не более	95
атмосферное давление, кПа	от 84 до 106,7
Температура пылегазового потока в точке измерения, °С, не более:
для пылемера исполнения СОМ-16.Д	+250
для пылемеров исполнений СОМ-16.Л, СОМ-16.М	+800

Знак утверждения типа

наносится фотохимическим способом на маркировочную таблицу, расположенную на корпусе измерительного блока, а также на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта пылемеров методом компьютерной графики.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность пылемеров

Наименование	Обозначение	Количество
Пылемер СОМ-16 в составе: для исполнения СОМ-16. Д - блок измерительный	ПГРА 400.00.00	1 шт.
- блок индикации и управления	ПГРА 400.08.20	1 шт.
- блок воздухонагнетателя	ПГРА 400.13.00	1 шт.
- фильтр	ПГРА 400.19.00	1 шт.
для исполнения СОМ-16.Л, СОМ-16.М
- фотоприемник	ПГРА 720.010.00	1 шт.
- излучатель света	ПГРА 720.020.000	1 шт.
- отсекатель пыли	ПГРА 720.080.000	2 шт.
- блок индикации и управления	ПГРА 720.030.000-10	1 шт.
- блок воздухонагнетателя	ПГРА 400.13.00	1 шт.
- фильтр	ПГРА 400.19.00	1 шт.
Руководство по эксплуатации	ПГРА 720.000.000 РЭ	1 экз.
Паспорт	ПГРА 720.000.000 ПС	1 экз.
Методика поверки	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 5 «Работа с пылемером СОМ-16.Л, СОМ-16.М» документа ПГРА 720.000.000 РЭ «Пылемер СОМ - 16. Руководство по эксплуатации», в разделе 6 «Работа с пылемером СОМ-16.Д» документа ПГРА 720.000.000 РЭ «Пылемер СОМ - 16. Руководство по эксплуатации».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 3.1.2.)

ГОСТ Р ИСО 10155-2006 Выбросы стационарных источников. Автоматический мониторинг массовой концентрации твердых частиц. Характеристики измерительных систем, методы испытаний и технические требования

ТУ 26.51.53.130-008-50570197-2025 «Пылемер СОМ-16. Технические условия»

Изготовитель

Акционерное общество «Проманалитприбор»

(АО «Проманалитприбор»)

ИНН 5433132528

Юридический адрес: 633010, Новосибирская обл., г. Бердск, ул. Ленина, д. 89/3, оф. 1 Адрес места осуществления деятельности: 633010, Новосибирская обл., г. Бердск, ул. Ленина, д. 89/3

Телефон / факс: 8 (383)-286-87-10, 285-31-04

Web-сайт: www.promanalyt.ru

E-mail: info@ecomer.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно- исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений»

(ФГУП «ВНИИФТРИ»)

Адрес: 141570, Московская обл., г. Солнечногорск, рп. Менделеево, промзона ФГУП «ВНИИФТРИ»

Телефон (факс): (495) 526-63-00

Web-сайт: www.vniiftri.ru

E-mail: office@vniiftri.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц 30002-13

---