ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «01» ноября 2022 г. № 2731

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «01» ноября 2022 г. № 2731

Лист № 1 Регистрационный № 55327-13 Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН 596

ОАО «НАК «АКИ - ОТЫР»

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН 596 ОАО «НАК «АКИ - ОТЫР» (далее - СИКН) предназначена для измерения массового расхода (массы) нефти.

Принцип действия СИКН основан на прямом методе динамических измерений с помощью преобразователей массового расхода жидкости. Выходные сигналы преобразователей расхода, давления, температуры, плотности, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают в систему обработки информации, которая принимает информацию и производит вычисление массы и показателей качества нефти по реализованному в ней алгоритму.

Конструктивно СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной и смонтированной для конкретного объекта из компонентов серийного производства. В состав СИКН входят:

• 1) Блок измерительных линий (БИЛ), состоящий из двух измерительных линий (одной рабочей и одной резервной).

• 2) Блок измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенный для измерения показателей качества нефти.

• 3) Система сбора и обработки информации (СОИ), предназначенная для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.

• 4) Блок трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), предназначенный для проведения поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей массового расхода.

В составе СИКН функционально выделены измерительные каналы (ИК) массового расхода, определение метрологических характеристик которых осуществляется комплектным методом при поверке СИКН.

Таблица 1 - Состав СИКН

В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.

Система сбора и обработки информации и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:

- измерение в автоматическом режиме:

• 1) массового расхода нефти по каждой измерительной линии и в целом по СИКН;

• 2) объемной доли воды в нефти;

• 3) давления в БИЛ, БИК;

• 4) температуры в БИЛ и БИК;

• 5) плотности нефти;

- расчет в автоматическом режиме:

• 1) суммарной массы брутто нефти от начала отчетного периода и за отдельные периоды;

• 2) массы нетто нефти с учетом параметров качественного состава нефти;

• 3) средних значений температуры, давления, плотности, влагосодержания нефти;

• 4) массовой доли воды в нефти;

- поверка и контроль метрологических характеристик по трубопоршневой поверочной установке и поточному плотномеру в автоматическом режиме;

- световая и звуковая сигнализация внештатных состояний СИКН и выхода параметров нефти за установленные пределы;

- индикации и регистрации результатов измерений.

Вид измерительной системы в соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002: ИС-2.

Общий вид СИКН представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид СИКН

Пломбирование средств измерений, находящихся в составе системы измерений количества и показателей качества нефти СИКН 596 осуществляется согласно требований их описаний типа или МИ 3002-2006. Заводской номер СИКН указан в инструкции по эксплуатации.

СИКН имеет аттестованное программное обеспечение (ПО), представленное встроенным прикладным ПО измерительно-вычислительного комплекса ИВК «Аметист-Fl» и аттестованным программным обеспечением автоматизированного рабочего места оператора ПО АРМ Вектор.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2. Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 - Состав, и основные метрологические характеристики измерительных каналов

Таблица 4 - Метрологические характеристики

Таблица 5 - Основные технические характеристики

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

Комплектность средства измерений

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

«Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) № 596 ОАО «НАК «АКИ-ОТЫР», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2019.34808.

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

Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «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».

Открытое акционерное общество «Нефтяная акционерная компания «АКИ-ОТЫР»

(ОАО «НАК «АКИ-ОТЫР»)

ИНН 8603002531

Адрес: 628010, Ханты-Мансийский автономный округ-Югра, г. Ханты-Мансийск, ул. Михаила Знаменского, д. 1

Телефон (3467) 396-382

Факс (3467) 396-175

E-mail: aki-otyr@aki-otyr.ru

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской и Курганской областях, Ханты-Мансийском автономном округе-Югре, Ямало-Ненецком автономном округе» (ФБУ «Тюменский ЦСМ»)

ИНН 7203004003

Адрес: 625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88

Телефон: (3452) 20-62-95

Факс: (3452) 28-00-84

Web-сайт: httpsV/тцсм.рф

E-mail: mail@csm72.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311495.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «01» ноября 2022 г. № 2731

Лист № 1 Регистрационный № 76688-19                                            Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Комплекс измерений массы светлых нефтепродуктов КИМ-90-3

Комплекс измерений массы светлых нефтепродуктов КИМ-90-3 (далее - комплекс) предназначен для управления наливом с измерением массы светлых нефтепродуктов (керосин и дизельное топливо), отгружаемых в автомобильные цистерны, и передачи значений массы в АРМ «Отгрузка» ПАО «Славнефть-ЯНОС» (далее - Система учета отгрузки).

Принцип действия комплекса основан на прямом методе динамических измерений массы нефтепродуктов в потоке с помощью счетчика-расходомера массового. Данные об отпущенной массе (массовом расходе) поступают от счетчика-расходомера массового в виде импульсного сигнала в контроллер. Контроллер производит суммирование импульсов и преобразование в значение массы нефтепродукта, сравнивает заданное значение отгружаемого количества продукта с фактически отпущенным количеством в реальном масштабе времени, и при равенстве этих значений выдает управляющий сигнал на прекращение налива. Значение измеренной массы отпущенного нефтепродукта передается на автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ оператора) и далее в Систему учета отгрузки.

Комплекс состоит из трёх постов налива (ПН) ПН-1 (нижний налив дизельного топлива), ПН-2 (верхний/нижний налив керосина) и ПН-3 (верхний налив дизельного топлива), и АРМ оператора. В состав постов налива входят:

• - счетчик-расходомер массовый Micro Motion, с первичным преобразователем модели CMF300 (DN80) с электронным преобразователем 2700 (3 шт.), изготовленные Micro Motion Inc., США, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 45115-16;

• - контроллер MFX_4 System, исполнения MFX_4 Compact (далее - контроллер налива), производства фирмы «M+F Technologies GmbH», Германия, (3 шт.), регистрационный номер 71784-18;

• - наливное устройство нижнего налива - ОМС мод.750; DN100, производства фирмы ОМС, Италия (2 шт.);

• - наливное устройство верхнего налива - ОМС мод.2620; DN100, производства фирмы ОМС, Италия (2 шт.);

• - запорно-регулирующий клапан КАМФЛЕКС 35-35212, DN100, производства ЗАО «ДС Контролз» (3 шт.).

Счетчики-расходомеры массовые предназначены для измерений массы при наливе нефтепродуктов в автомобильные цистерны.

Запорно-регулирующие клапаны предназначены для регулирования режимов налива заданной дозы и стабилизации установленного расхода продукта.

Управление клапаном производится по команде, формируемой в контроллере налива при взаимодействии с АРМ оператора.

Контроллер налива работает с входными сигналами, поступающими от средств измерений и оборудования ПН, а также обеспечивает вывод измерительной информации на дисплей АРМ оператора.

АРМ оператора представляет собой персональный компьютер с установленным программным обеспечением (ПО) Totally Integrated Automation Portal. АРМ оператора выполняет следующие функции:

• - обмен информацией с контроллером налива о заданном и измеренном количестве нефтепродукта;

• - визуализация заданного, измеренного количества нефтепродукта и технологических параметров;

• - контроль работы технологического оборудования комплекса;

• - аварийное отключение налива при возникновении аварийных ситуаций;

• - прием и передачу в локальную сеть ПАО «Славнефть-ЯНОС» информации по каждой отгруженной партии нефтепродукта для формирования и распечатки товаросопроводительных документов.

Общий вид комплекса представлен на рисунке 1.

Схема пломбировки от несанкционированного доступа с обозначением мест нанесения знака поверки на клемную коробку, электронный преобразователь и фланцы счётчика-расходомера массового CMF300, в соответствии с их ЭД или как для аналогичных СИ в соответствии с МИ 3002-2006, или как представлено на рисунке 2.

Заводской номер 01, указан в формуляре, на каждом ПН размещена табличка с надписью «ПН» и его порядковым номером, выполненной методом трафаретной печати и прикрепленная на верхней площадке обслуживания ПН.

Рисунок 1 - Общий вид комплекса

пломбировка клемной коробки

пломбировка электронного преобразователя CMF300

Рисунок 2 - Схема пломбировки клемной коробки, электронного преобразователя и фланцев счетчика-расходомера массового CMF300

Программное обеспечение

Комплекс имеет рабочее программное обеспечение (РПО) контроллера MFX_4 System, исполнения MFX_4 Compact и внешнее ПО (ВПО) устанавливаемое в АРМ оператора.

РПО не имеет выделенную метрологически значимую часть, поэтому все РПО является метрологически значимым.

РПО отвечает за: подсчёт количества импульсов и преобразование в значение массы нефтепродуктов, подключение вторичных индикаторов, обработку задания налива, контроль заземления, сигналы «старт», «стоп» и дополнительные функции. Наименование РПО указано в описании типа контроллера. Идентификационные данные РПО отображаются при старте контроллера. Проверка идентификационных данных РПО также возможна через приложения MFX Explorer на АРМ оператора.

ВПО защищено с помощью авторизации пользователя, паролей и ведения журнала событий.

Метрологически значимая часть ВПО обеспечивает следующие функции:

• - отображение и регистрацию измерительной информации, просмотр в реальном масштабе времени режимов работы постов налива, блокировку процесса налива, в связи с неготовностью постов налива к работе;

• - автоматическое архивирование, отображение и печать графиков измеряемых величин (трендов);

• - оповещение персонала о нарушениях технологического режима и аварийных ситуациях (вывод сообщения на экран, подача звукового сигнала, вывод на печать);

• - регистрацию событий в журнале событий.

Нормирование метрологических характеристик произведено с учетом применения ПО.

Уровень защиты ПО в соответствии с Р 50.2.077-2014:

• - для РПО, в соответствии с описанием типа контроллера MFX_4 Compact - «высокий»;

• - для ВПО - «средний».

Идентификационные данные РПО и ВПО приведены в таблицах 1 и 2.

Таблица 1 - Идентификационные данные РПО

Таблица 2 - Идентификационные данные ВПО

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Таблица 4 - Основные технические характеристики

наносится на маркировочную табличку, крепящуюся снаружи на функциональные блоки комплекса в виде наклейки и на титульные листы руководства по эксплуатации и формуляра типографическим способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

приведены в разделе 2 «Описание и работа» документа АСП-18Д00792/16.РЭ «Комплекс измерений массы светлых нефтепродуктов КИМ-90-3. Руководство по эксплуатации».

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

Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расхода жидкости».

Общество с ограниченной ответственностью «АСП-инжиниринг»

(ООО «АСП-инжиниринг»)

ИНН 7728539827

Адрес: г. Москва, километр Киевское шоссе 22-й, (п. Московский), домовл. 4, строение 1, этаж 7, блок А

Телефон (факс): +7 (495) 739-28-10 E-mail: info@asp-eng.ru

Закрытое акционерное общество Консалтинго-инжиниринговое предприятие «Метро-логический центр энергоресурсов» (ЗАО КИП «МЦЭ»)

ИНН 7733776245

Адрес: 125424, Россия, г. Москва, Волоколамское шоссе, д. 88, стр. 8

Телефон (факс): +7 (495) 491-78-12

E-mail: sittek@mail.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311313.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «01» ноября 2022 г. № 2731

Лист № 1 Регистрационный № 59678-15                                        Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 568 в районе ЛПДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский»

Система измерений количества и показателей качества нефти № 568 в районе ЛПДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы нефти.

Принцип действия СИКН основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих от счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ), преобразователей давления, температуры, плотности, влагосодержания.

СИКН состоит из:

• - блока фильтров (далее - БФ);

• - блока измерительных линий (далее - БИЛ);

• - блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК);

• - поверочной установки (далее - ПУ);

• - СОИ.

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 СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.

Состав и технологическая схема СИКН обеспечивают выполнение следующих функций:

• - измерение массы брутто нефти;

• - измерение давления, температуры, плотности и влагосодержания нефти;

• - контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочих СРМ по контрольно-резервному СРМ;

• - КМХ и поверка рабочих и контрольно-резервного СРМ с помощью компакт-прувера в комплекте с турбинным преобразователем расхода и поточным преобразователем плотности;

• - защита оборудования и средств измерений (далее - СИ) от механических примесей;

• - автоматический и ручной отбор проб в БИК;

• - определение массы нетто нефти;

• - регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;

• - защита системной информации от несанкционированного доступа.

Заводской номер СИКН, состоящий из арабских цифр, и знак утверждения типа наносится на табличку, расположенную на шкафу СОИ, типографическим методом. Места нанесения знака утверждения типа и заводского номера СИКН приведены на рисунке 1. Пломбирование СИ, входящих в состав СИКН, осуществляется в соответствии с описаниями типа данных СИ и МИ 3002-2006.

Знак утверждения типа

Система измерений количества и показателей качества нефти № 568 в районе ЛПДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский»

Заводской № 15

Рисунок 1 - Места нанесения знака утверждения типа и заводского номера СИКН

Конструкция СИКН и условия ее эксплуатации не предусматривают нанесение знака поверки непосредственно на СИКН. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

СИ, входящие в состав СИКН, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - СИ, входящие в состав СИКН

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН.

Защита ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора) и идентификации (отображением на информационном дисплее СИКН структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии и цифровой идентификатор (контрольную сумму) ПО), а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием комплекса измерительно-вычислительного.

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

Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Продолжение таблицы 4

наносится на маркировочную табличку СИКН и на титульный лист паспорта типографским способом.

Лист № 5 Всего листов 6 Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

«Инструкция. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 568 в районе ЛПДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 2906-27-22 - RA.RU.313335-2022.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 568 в районе ЛПДС «Пур-Пе» на ПСП «Губкинский»

Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «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»;

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

Общество     с     ограниченной     ответственностью     «НОВАТЭК-

ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ» (ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ») ИНН 8911020768

Адрес: 629850, Ямало-Ненецкий автономный округ, Пуровский район, г. Тарко-Сале, ул. Тарасова, д. 28

Телефон: (34997) 45-000, факс: (34997) 45-049

E-mail: tsng@tsng.novatek.ru

Общество с ограниченной ответственностью «Метрологический центр СТП» (ООО «Метрологический центр СТП»)

ИНН 1655319311

Адрес: 420107, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50 Телефон: (843) 214-20-98, факс: (843) 227-40-10

Web-сайт: http://www.ooostp.ru

E-mail: office@ooostp.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30151-11.

В части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОММАШ ТЕСТ»

(ООО «ПРОММАШ ТЕСТ»)

ИНН 5029124262

Адрес: 119530, г. Москва, Очаковское ш., д. 34, пом. VII, комн. 6

Телефон: +7 (495) 481-33-80

E-mail: info@prommashtest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312126.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «01» ноября 2022 г. № 2731

Лист № 1 Регистрационный № 43936-10                                            Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 66

Система измерений количества и показателей качества нефти № 66 (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью преобразователей объемного расхода, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры, избыточного давления, объемной доли воды в нефти и измерительно-вычислительного контроллера.

Выходные сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти как произведение объема и плотности, приведенных к стандартным условиям.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы спроектированной для конкретного объекта и состоящей из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления и состоящей из двух блоков измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, блока подключения стационарной трубопоршневой поверочной установки, блока подключения передвижной поверочной установки для поверки стационарной трубопоршневой поверочной установки, системы сбора и обработки информации, системы дренажа.

Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами ее компонентов.

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

Таблица 1 - Состав системы

В состав системы входят показывающие средства измерений, приведенные в таблице 2.

Таблица 2 - Показывающие средства измерений

Состав и технологическая схема системы обеспечивают выполнение следующих функций:

• - автоматизированное измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, температуры, избыточного давления, плотности и вязкости нефти;

• - автоматическое измерение объема, температуры, избыточного давления, плотности, кинематической вязкости, объемного расхода в блоке измерений показателей качества нефти, объемной доли воды в нефти, разности давления на фильтрах;

• - вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей, полученных в испытательной лаборатории, объемной доли воды с помощью поточного влагомера или массовой доли воды - в испытательной лаборатории;

• - проведение контроля метрологических характеристик и поверки ПР с применением установки поверочной трубопоршневой двунаправленной;

• - поверку ПП с применением переносной пикнометрической установки;

• - автоматизированное и ручное управление измерительными линиями;

• - автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушения установленных границ;

• - автоматический и ручной отбор проб;

- автоматическое управление пробоотбором;

- контроль состояния и работоспособности оборудования, средств измерений и автоматики системы сбора и обработки информации;

- сбор продуктов дренажа из оборудования и трубопроводов;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов;

- защиту системной информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Пломбирование системы не предусмотрено.

Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в контроллере измерительно-вычислительном OMNI 6000 (далее - ИВК) и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. Идентификационные данные ПО ИВК не доступны для отображения. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 3.

Уровень защиты ПО средний в соответствии с Р 50.2.077 - 2014.

Таблица 3 - Наименование и идентификационные данные ПО

Метрологические, основные технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблицах 4, 5.

Таблица 4 - Метрологические характеристики системы

Таблица 5 - Основные технические характеристики системы и параметры измеряемой среды

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность средства измерений Комплектность системы приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность системы

приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 66 ОАО «Черномортранснефть», регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2009.06732.

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

Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».

Общество с ограниченной ответственностью «Системы Нефть и Газ Балтия»

(ООО «Системы Нефть и Газ Балтия»)

ИНН: 3908036487

Адрес: 450005, Россия, г. Калининград, ул. Портовая, д. 41

Телефон: 8(4012) 47-41-84

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

ИНН 7723107453

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

Телефон: 8(495) 950-87-00

Факс: 8(495) 950-85-97

Web-сайт: www.metrology.transneft.ru

E-mail: cmo@cmo.transneft.ru

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

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

01 ноября 2022 г.