Инструкция «ГСОЕИ. Измерители содержания воды в нефти RFM WCM модели LC» (НА.ГНМЦ.0330-18 ΜΠ)

АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «НЕФТЕАВТОМАТИКА»

ОБОСОБЛЕННОЕ ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ ГОЛОВНОЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР АО «НЕФТЕАВТОМАТИКА» в г. Казань

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

АО «Нефтеавтоматика»

А⁵*/

\\ ^М.С. Немиров М 2018 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Измерители содержания воды в нефти RFM WCM модели LC

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0330-18 МП г. Казань

2018 г.

РАЗРАБОТАНА Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика»

в г. Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Аттестат аккредитации № RA.RU.311366 от 09.10.2015 г.

ИСПОЛНИТЕЛИ:   Ибрагимов Р.Р.

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и (или) распространен без разрешения АО «Нефтеавтоматика»

• 1 Операции поверки

• 2 Средства поверки

• 3 Требования безопасности

• 4 Условия поверки

• 5 Подготовка к поверке

• 6 Проведение поверки

• 7 Оформление результатов поверки

• 8 Перечень используемых нормативных документов

ПРИЛОЖЕНИЕ А. Схема подключения электрических

соединений поверяемого влагомера и схема подключения гидравлических соединений эталонного влагомера

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Форма протокола поверки влагомера в лаборатории

ПРИЛОЖЕНИЕ В. Форма протокола поверки влагомера в условиях

эксплуатации с использованием эталонного влагомера УДВН-1пэ

ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Форма протокола поверки влагомера в условиях

эксплуатации с использованием эталонного влагомера ЭУДВН-1л или УДВН-1эм ..17

Настоящая инструкция распространяется на измерители содержания воды в нефти RFM WCM модели LC (далее - влагомеры) фирмы «Roxar Flow Measurement AS», Норвегия (далее - влагомер), предназначенный для измерения объемного влагосодержания нефти (нефтепродукта) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки в лабораторных условиях и в условиях эксплуатации.

На основании письменного заявления владельца влагомера поверку допускается производить на меньшем числе поддиапазонов измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведенной поверки.

Интервал между поверками -1 год.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• - внешний осмотр п. 6.1;

• - подтверждение соответствия программного обеспечения п. 6.2;

• - опробование п. 6.3;

• - определение метрологических характеристик 6.4.

• 2.1 Эталоны:

• - поверочная установка - рабочий эталон 1-го или 2-го разряда единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов по ГОСТ 8.614, аттестованный в диапазоне объемного влагосодержания от 0,01 % до 99,9 %, с пределами допускаемой абсолютной погрешности от 0,01 % до 0,3 %, в составе:

• - титратор автоматический по методу Карла Фишера с пределами допускаемой относительной погрешности измерения влагосодержания ±3,0 %;

• - весы лабораторные, с поверочным интервалом 1е, с наибольшим пределом взвешивания не более 120 г, класс точности «специальный» по ГОСТ OIMLR 76-1-2011;

• - средство измерений температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °C;

• -  средство измерений давления с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,05 МПа.

• - эталонный поточный влагомер (компаратор) товарной нефти УДВН-1пэ по УШЕФ.414432.008 ТУ - рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.614, аттестованный в диапазоне объемного влагосодержания от 0,02 % до 6,0 % включительно, с пределами допускаемой абсолютной погрешности от 0,025 % до 0,04 %.

• - эталонные лабораторный влагомер товарной нефти ЭУДВН-1л по ТУ 4318-002-58651280-2011 - рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.614, аттестованный в диапазоне объемного влагосодержания от 0,02 % до 2,0 % включительно, с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,025 %.

• -  эталонный мобильный влагомер товарной нефти УДВН-1эм по УШЕФ.414432.008 ТУ - рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.614, аттестованный в диапазоне объемного влагосодержания от 0,02 % до 2,0 % с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,025 %.

• 2.2 Вспомогательные средства измерений:

-термогигрометр ИВА-6 по ТУ 4311-011-77511225-2010;

• - мультиметр цифровой АРРА-82 фирмы «АРРА Technology Corporation»;

• - газосигнализатор индивидуальный ИГС-98 по ТУ 4215-001-07518800-99;

• - средство измерений температуры взрывозащищенного исполнения, диапазон измерений (- 2 - 60) °C, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности не более ± 0,2 °C.

• - средство измерений давления взрывозащищенного исполнения, диапазон измерений (0 - 4,0) МПа, пределы допускаемой основной приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

• - поточный плотномер с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,5 кг/м³;

• - термометр лабораторный электронный ЛТ-300 по ТУ 4211-041-44229117-2015;

-секундомер электронный «Интеграл С-01» по ТУ РБ 100231303.011-2002.

• 2.3 Вспомогательное оборудование:

• - персональный компьютер (далее - ПК) с сервисной программой «Fieldwatch Service Console»;

• - модуль аналогового вывода ADAM-4024;

• - источник питания постоянного тока 24 В;

• - пробосборники вместимостью 1,0 дм³ по ГОСТ 2517;

• - стакан пластиковый вместимостью 500 см³.

• 2.5 Материалы:

• - масло индустриальное (далее - масло);

• - вода водопроводная (далее - вода);

• - нефрас С2 80/120 по ТУ 38.401-67-108-92;

• - дизельное топливо ГОСТ 305;

• - средство моющее обезжиривающее бытовое;

- ветошь.

Допускается применять аналогичные по назначению эталоны и средства измерений, вспомогательные оборудование и материалы, если их характеристики не уступают, указанным в данной инструкции.

• 3.1 Необходимо соблюдать правила безопасности при эксплуатации используемых СИ, установленные в эксплуатационной документации.

• 3.2 Лица, выполняющие работы в помещении, должны соблюдать требования охраны труда и пожарной безопасности, установленные в ГОСТ 12.0.004, ГОСТ 12.1.004, ГОСТ Р 12.3.047 и Федеральном законе Российской Федерации от 22.07.2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», а так же требования внутренних нормативных документов и должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты.

• 3.3 Помещения должны соответствовать требованиям пожаробезопасности по ГОСТ 12.1.004, иметь средства пожаротушения по ГОСТ 12.4.009.

• 3.4 Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать уровня предельно допустимых концентраций (ПДК), установленных в ГОСТ 12.1.005. Помещение для проведения измерений плотности нефти должно быть оборудовано устройствами приточно-вытяжной вентиляции.

• 3.5 Необходимо соблюдать требования безопасности при работе с нефтью и специальными жидкостями в соответствии с ГОСТ 12.2.007.0.

• 3.6 В нормальном режиме отбора пробы нефти в соответствии с ГОСТ 34396 не должны образовываться взрывоопасные смеси горючих газов или паров легковоспламеняющихся жидкостей.

• 3.7 Операторы во взрывоопасной зоне должны выполнять измерения в специальной одежде и обуви в соответствии с ГОСТ 12.4.137, ГОСТ 12.4.280, периодически контролировать содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны, которое не должно превышать предельно допускаемых концентраций, установленных по ГОСТ 12.1.005.

• 3.8 Электрооборудование и аппаратуру необходимо заземлять в соответствии с требованиями ГОСТ Р 50571.5.54 (МЭК 60364-5-54:2011), необходимо соблюдать требования ГОСТ Р 12.1.019.

• 3.9 При работе во взрывоопасной зоне в темное время суток необходимо применять светильники во взрывозащищенном исполнении (напряжение источника питания -не более 12В).

• 3.10 Утилизацию проб нефти и специальных жидкостей необходимо проводить в соответствии с стандартами предприятия проводящего поверку.

• 4.1 При проведении поверки в лаборатории соблюдают следующие условия:

  - температура окружающего воздуха, °C - атмосферное давление, кПа	от 18 до 30; 101,3 ±4;
  - относительная влажность, %, не более - напряжение питания влагомера, В	80; 24 ± 10;
  - диапазон температуры поверочной пробы, °C - отклонение температуры поверочной пробы, °C	от 20 до 30; ±0,5
  - избыточное давление, МПа - отклонение избыточного давления, МПа	от 0,1 до 1,0; ± 0,05.

• 4.2 При проведении поверки на месте эксплуатации соблюдают следующие условия:

  - температура окружающего воздуха на месте эксплуатации, °C - температура окружающего воздуха в лаборатории, °C - атмосферное давление, кПа - относительная влажность в лаборатории, %, не более - диапазон температуры нефти при использовании эталонного влагомера УДВН-1пэ, °C - диапазон температуры нефти при использовании эталонного влагомера ЭУДВН-1Л, °C - диапазон температуры нефти при использовании эталонного влагомера УДВН-1эм, °C - нестабильность температуры нефти в течение 10 минут, °C, не более - избыточное давление при измерении эталонным влагомером УДВН-1пэ или при отборе пробы нефти, МПа - нестабильность давления при измерении эталонным влагомером УДВН-1пэ в течение 10 минут, кПа, не более - объемное влагосодержание нефти при использовании эталонного влагомера УДВН-1пэ, %, не более

  от 5 до 40; от 18 до 30; 101,3 ±4; 80; от - 2 до 50; от 15 до 25; от 5 до 25; ±0,1; ДО 4,0; ±10; 6;

• - объемное влагосодержание нефти при использовании

эталонного влагомера ЭУДВН-1л или УДВН-1эм, %, не более                      2;

• - плотности нефти нефтепродукта в диапазоне рабочих температур при использовании эталонного влагомера ЭУДВН-1л

или УДВН-1эм, кг/м³, не менее                                                  820

• 4.3 Условия измерений должны удовлетворять требованиям, установленных в эксплуатационной документации поверяемого и эталонного влагомера.

• 4.4 При проведении поверки в лаборатории значения влагосодержания, измеренные влагомером должны сниматься с выходного цифрового канала, используемого при эксплуатации поверяемого влагомера. При проведении поверки в условиях эксплуатации значения влагосодержания, измеренные влагомером должны сниматься визуально с монитора автоматизированного рабочего места оператора.

• 4.5 При проведение поверки на месте эксплуатации по отобранным пробам показания влагосодержания эталонного влагомера ЭУДВН-1л или УДВН-1эм в отобранных пробе должны изменяться более чем на 0,02 % в течении 30 с.

• 4.6 Средство измерений температуры из состава влагомера должно быть поверено в соответствии с установленной методикой поверки.

Перед проведением поверки выполняют следующие работы:

Проверяют наличие действующего свидетельства о поверке на средство измерений температуры. Производят идентификацию влагомера по серийному номеру влагомера.

• 5.1 Подготовка к поверке влагомера в условиях лаборатории

Визуально проверяют чистоту внутреннюю полость влагомера. При необходимости внутреннюю полость промывают нефрасом и сушат.

Первичный измерительный преобразователь влагомера (далее - резонансная камера) устанавливают на поверочную установку (рабочий эталон).

К выходному цифровому каналу вторичного измерительного преобразователя влагомера (далее - электронного блока) через модуль аналогового вывода подключают персональный компьютер (далее - ПК) с установленной сервисной программой, в соответствии со схемой электрических соединений в приведенной на рисунке А1 приложения А, настоящей инструкции. Влагомер включают и устанавливают связь между электронным блоком и ПК.

• 5.2 Подготовка к поверке влагомера в условиях эксплуатации

При использовании эталонного влагомера УДВН-1пэ к месту эксплуатации поверяемого влагомера производят гидравлическое подключение эталонного влагомера УДВН-1пэ в соответствии со схемой приведенной на рисунке А2 или АЗ приложения А.

6.1. Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие влагомера следующим требованиям:

• - комплектность влагомера должна соответствовать паспорту на влагомер;

• - на влагомере не должно быть внешних механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на влагомере должны быть четкими и соответствующими документации на влагомер.

При неудовлетворительных результатах внешнего осмотра влагомер к опробованию не допускают до устранения соответствующих причин.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения

В сервисной программе «Fieldwatch Service Console» производят считывание версии программного обеспечения (далее - ПО) влагомера и сравнивают с версией, приведенной в писании типа на влагомер. При несовпадении версии ПО влагомер признают не пригодным к эксплуатации

С использованием сервисной программы производят считывание градуировочных коэффициентов влагомера с сравнивают с градуировочными коэффициентами приведенными в паспорте на влагомер или свидетельстве о поверке.

• 6.3 Опробование

На экране ПК в окне отображения результатов измерений проверяют наличие текущих показаний значений влагосодержания измеряемого влагомером.

При отсутствии текущих показаний влагосодержания к дальнейшим процедурам поверки влагомер допускают только после устранения соответствующих причин.

• 6.4 Определение метрологических характеристик

Поверку влагомера в условиях лаборатории производят в диапазоне измерений (0,05 -15,0) % на поверочной установке по аттестованным смесям (далее - поверочная проба) полученным на основе индустриального масла и воды

Поверку влагомера в условиях эксплуатации производят в диапазоне измерений (0,05 - 6,0) %.с использованием эталонного поточного влагомера или эталонным лабораторным (мобильным) влагомером.

• 6.4.1 Определение погрешностей измерений влагомера в условиях лаборатории по поверочным пробам

Определение погрешностей влагомера проводят методом прямого измерения влагосодержания влагомером в поверочных пробах и сравнения с значениями влаго-содержания поверочных проб воспроизведенных эталоном.

Для определения абсолютной погрешности измерений влагомера на поверочной установке последовательно приготавливаются поверочные пробы с заданными значениями влагосодержания \А/_Ф, %, в 5-ти реперных точках, приведенных в таблице 1.

Таблица 1

В каждой реперной точке в течении 10 минут снимают измеренные значения влагосодержания влагомером, значения температуры поверочной пробы и давления, измеренными средствами измерений из состава поверочной установки. Усредненные измеренные значения и значения влагосодержания воспроизведенные поверочной установкой заносят в протокол поверки, в приведенный в приложении Б.

Для каждой реперной точки вычисляют основную абсолютную погрешность измерения объемного влагосодержания (AW_b %) по формуле

W_BUi- W_4>i                                     (1)

где,          - фактическое значение объемного влагосодержания в i - ой пове

рочной пробе, %;

W_Bui - значение объемного влагосодержания в i - ой поверочной пробе, измеренное поверяемым влагомером по цифровому выходному каналу, %, объемная доля воды.

Для каждой реперной точки вычисляют основную относительную погрешность измерения объемного влагосодержания (5Wj, %) по формуле

д\м

6W_i=4i-¹⁰⁰                          (2)

Погрешности измерений, вычисленные по формулам (1) и (2) должны быть в пределах нормированных значений, приведенных в таблице 2.

Таблица 2

После завершения поверки измерительный контур поверочной установки тщательно промывают нефрасом или дизельным топливом. При необходимости дополнительно промывают бытовым моющим средством. После завершения промывки сушат.

• 6.4.2 Определение погрешностей измерений влагомера в условиях эксплуатации

Определение погрешностей влагомера в диапазоне влагосодержания нефти (0,05 -6) % проводят методом прямого сличения с эталонным поточным влагомером УДВН-1пэ. Определение погрешностей влагомера в диапазоне влагосодержания нефти (0,05 - 2,0) % проводят сличением с показаниями эталонного влагомера ЭУДВН-1л или УДВН-1 эм по отобранным пробам нефти.

6.4.2.1 Определение погрешностей влагомера с использованием эталонного поточного влагомера УДВН-1пэ

Отрывают последовательно кран 3 и 4, рисунок А1, приложение А. Кран 1 прикрывают до достижения стабильных показаний эталонного влагомера УДВН-1 пэ.

После стабилизации значений объемного влагосодержания измеренного рабочим и эталонным влагомером производят считывание показаний поверяемого и эталонного влагомера 5 раз интервалом 1-2 минуты. Записывают усредненные, стабильные значения объемного влагосодержания, температуры и плотности нефти и давления. Измеряют и записывают значения температуры окружающего воздуха.

После завершения измерений полностью открывают кран 1, последовательно закрывают краны 4 и 3. Производят гидравлическое отключение эталонного влагомера УДВН-1 пэ. Остатки нефти в гибких соединениях сливают в герметичную емкость и утилизируют.

В диапазоне объемного влагосодержания (0,05 -1,0 включительно) % для каждого измерения должно выполняться условие

|w_Bj - w₃ii < AW_O + aw_P • IP - P_r| + aw_p • |_P - _Pr|                    (3)

где, W_Bi - значение объемного влагосодержания, измеренное поверяемым влагомером, %

W_3i - значение объемного влагосодержания, измеренное эталонным влагомером, %

AW₀ - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности влагомера в диапазоне измерений (0,05 % -1,0 % включительно), равное ± 0,05 %

AW_P - пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности при изменении давления на 10 кПа (0,01 МПа), равное ± 0,00025 % Р - измеренное значение давления, МПа;

Р_т - значение давления, установленное при градуировке влагомера, МПа;

AW_p - пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности от изменения плотности измеряемой среды на 1,0 кг/м³, равное 0,027 %;

р - измеренное значение плотности нефти поточным плотномером, кг/м³

р_г - значение плотности, установленное при градуировке влагомера, кг/м³;

В диапазоне объемного влагосодержания (1-6 включительно) % для каждого измерения должно выполняться условие

8W • W •                                             /4)

|w_Bi - w_3i| <    °₀₀-g + aw_p • |р - р_г| + aw_p • |р - p_r|

где, 6W₀  - пределы допускаемой основной относительной погрешности вла

гомера в диапазоне измерений (1,0 % - 15,0 % включительно), %

• 6.4.2.2 Определение погрешностей влагомера по отобранным пробам с использованием эталонного лабораторного влагомера ЭУДВН-1л или эталонного мобильного влагомера УДВН-1мэ

После стабилизации значений объемного влагосодержания измеренного рабочим и эталонным влагомером, температуры нефти и давления производят дренирование нефти из ручного пробоотборника в течение 5 минут. Производят отбор пробы нефти в металлический пробосборник в количестве (0,5 - 0,7) дм³. Одновременно во время отбора пробы производят считывание показаний поверяемого влагомера и записывают усредненные, стабильные значения объемного влагосодержания, температуры и плотности нефти и давления. Измеряют и записывают значения температуры окружающего воздуха.

Аналогично, производят отбор пробы и измерения рабочим и эталонным влагомером объемного влагосодержания при каждом отборе пробы последовательно 2 раза интервалом 1-2 минуты. Общее количество отбираемых проб нефти должно составлять 3 ил*.

Пробосборники (3 шт.) с пробами нефти переносят в помещение, производят перемешивание пробы механическим способом в течении 5-10 минут.

Из пробосборника отбирают пробу нефти отливают в пластиковый стакан, погружают датчик эталонного влагомера ЭУДВН-1л или УДВН-1мэ и датчик лабораторного термометра ТЛ-300. Производят измерение объемного влагосодержания и температуры нефти в течении 30 с соблюдением условий п. 4.5.

Поверяемый влагомер признают годным, если выполняется условие (3) и (или) (4).

• 7.1 Сведения о влагомере, измеренные значения, результаты вычислений заносят в протокол поверки. Формы протоколов поверки приведены в приложениях Б, В и Г.

• 7.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке установленной формы влагомера и протокол поверки в соответствии с приказом Минпромторга № 1815 от 02.07.2015 г. На оборотной стороне свидетельства о поверке указывают метрологические характеристики, градуировочные коэффициенты поверяемого влагомера, значения плотности и давления установленные при градуировке.

Оттиск поверительного клейма ставят на лицевой свидетельства о поверке.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки влагомер к эксплуатации не допускают и выдают извещение о непригодности в соответствии с приказом Минпромторга № 1815 от 02.07.2015 г.

8 Перечень используемых нормативных документов

ния безопасности

ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности

ССБТ. Одежда специальная для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий. Общие технические требования

ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты

ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля

ССБТ. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание

ССБТ. Обувь специальная с верхом из кожи для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия

Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

Электроустановки низковольтные. Часть 5-54. Выбор и монтаж электрооборудования. Заземляющие устройства, защитные проводники и защитные проводники уравнивания потенциалов

Топливо дизельное. Технические условия

Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

Нефрас - С 50/170. Технические условия

Государственная система обеспечения единства измерений. Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования

Бензин-растворитель для резиновой промышленности. Технические условия

«Правила противопожарного режима в Российской Федерации»

«Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»

Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке

(обязательное)

Рис. А1. Схема подключения электрических соединений влагомера RFM WCM модели LC при поверке в лаборатории

1- резонансная камера; 2 - источник питания постоянного тока; 3 - электронный блок; 4 - модуль аналогового вывода; 5 - персональный компьютер.

1

2

Рис. А2

2

Рис. АЗ

Схема подключения гидравлических соединений при поверке влагомера RFM WCM модели LC в условиях эксплуатации

1- кран; 2 - резонансная камера; 3 - кран; 4 - кран; 5 - гибкое соединение; 6 - первичный измерительный преобразователь эталонного влагомера УДВН-1 пэ.

(обязательное)

Форма протокола поверки влагомера в лаборатории

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ ВЛАГОМЕРА

№______

Обозначение:       _______

Серийный номер:    _____________________ Дата изготовления ______________

Владелец:          ___________________________________________________________

Место проведения поверки:     _________________________________________________

Средства поверки: _____________________________________________________________

Методика поверки: _____________________________________________________________

Условия проведения поверки:

Температура окружающей среды, °C        ____________

Влажность воздуха, %                      _____________

Атмосферное давление, кПа               ____________

Результаты поверки:

Внешний осмотр ______'

Опробование __________

Подтверждение соответствия ПО.

Определение погрешностей измерений

Заключение:

Дата поверки

(обязательное)

Форма протокола поверки влагомера в условиях эксплуатации с использованием эталонного влагомера УДВН-1пэ

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ ВЛАГОМЕРА

№______

Обозначение:       ___________________________________________________________

Серийный номер:    _____________________ Дата изготовления ______________

Владелец:          ___________________________________________________________

Место проведения поверки:     __________________________________________________

Средства поверки: _____________________________________________________________

Методика поверки: _____________________________________________________________

Условия проведения поверки:

Температура окружающей среды, °C        ____________

Плотность нефти, кг/м³                      _____________

Результаты поверки:

Внешний осмотр ____________________________________________________________

Опробование ____________________________________________________________

Подтверждение соответствия ПО. Идентификация версии ПО

Определение погрешностей измерений

Заключение:

Дата поверки

(обязательное)

Форма протокола поверки влагомера в условиях эксплуатации с использованием эталонного влагомера ЭУДВН-1л или УДВН-1эм

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ ВЛАГОМЕРА

№______

Обозначение:       ___________________________________________________________

Серийный номер:    ______________________ Дата изготовления ______________

Владелец:          ___________________________________________________________

Место проведения поверки:     _________________________________________________

Средства поверки:   ______________________________________________________________

Методика поверки: _____________________________________________________________

Условия проведения поверки:

Температура окружающей среды в лаборатории, °C         _____________

Влажность воздуха, %                                   _____________

Атмосферное давление, кПа                            ____________

Плотность нефти, кг/м³                                     ______________

Результаты поверки:

Внешний осмотр ____________________________________________________________

Опробование ____________________________________________________________

Подтверждение соответствия ПО. Идентификация версии ПО

Определение погрешностей измерений

Заключение:

Поверитель:      __________________ _____________ _______

должность                         подпись                           ф.и.о.

Дата поверки _________________

Страница 17 из 17