Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 32 ПСП "Самара-1"» (МП-0861-14-2018)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 32 ПСП "Самара-1"

Наименование

МП-0861-14-2018

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти

СИКН № 32 ПСП «Самара-1»

Методика поверки

МП 0861-14-2018

Тел. отдела: +7 ( 843) 299-70-52

Казань

2018

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Левина А.П.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки предназначена для осуществления поверки средства измерений «Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН № 32 ПСП «Самара-1»» (далее по тексту - СИКН) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

Первичная и периодическая поверки системы и средств измерений (СИ), входящих в состав СИКН выполняются согласно части 1 ст. 13 Федерального закона «Об обеспечении единства измерений» от 26 июня 2008 г. № 102-ФЗ и приказу Минпромторга России от 2 июля 2015 г. №1815.

Поверка СИКН проводится на месте ее эксплуатации. Поверку СИКН допускается проводить в меньшем диапазоне измерений расхода нефти, чем указано в описании типа на СИКН.

При этом диапазон измерений массы нефти СИКН определяется значениями минимального и максимального расхода. За значение минимального расхода принимают значение минимального расхода того преобразователя расхода, у которого значение расхода среди всех рабочих преобразователей расхода наименьшее (согласно свидетельствам об их поверке) или значение минимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно больше. За значение максимального расхода принимают сумму значений максимального расхода рабочих преобразователей расхода (согласно свидетельствам об их поверке) или значение максимального расхода, указанного в описании типа СИКН, если оно меньше.

На основании письменного заявления владельца СИКН допускается проводить периодическую поверку СИ, предназначенных для измерений параметров измеряемой среды, в ограниченном диапазоне измерений.

При поверке СИ в ограниченном диапазоне измерений (если это допускается методикой поверки СИ) соответствующая запись должна быть сделана в свидетельстве о поверке и (или) в паспорте (формуляре) СИ.

Если очередной срок поверки СИ из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, поверяется только это СИ, при этом поверку СИКН не проводят.

Методика поверки разработана в соответствии с требованиями РМГ 51-2002 «ГСИ. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения».

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Интервал между поверками СИ из состава СИКН, за исключением термометров стеклянных для испытаний нефтепродуктов ТИН «Стеклоприбор» и термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 - 12 месяцев.

Интервал между поверками термометров стеклянных для испытаний нефтепродуктов ТИН «Стеклоприбор» и термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 - 36 месяцев.

Интервал между поверками двунаправленной трубопоршневой поверочной установки для жидкостей фирмы «Daniel» Ду 36" - 24 месяца.

1 Операции поверки
  • 1.1 При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

Наименование операции

Номер пункта инструкции

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Внешний осмотр

7.1

Да

Да

Продолжение таблицы 1

Наименование операции

Номер пункта инструкции

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Подтверждение соответствия программного обеспечения

7.2

Да

Да

Опробование

7.3

Да

Да

Определение метрологических характеристик:

- СИ, входящих в состав СИКН

7.4.1

Да

Да

- определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти

7.4.2

Да

Да

- определение относительной

погрешности измерений массы нетто нефти

7.4.3

Да

Да

2 Средства поверки

  • 2.1 Рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) от 07.02.2018 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» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки счетчиков ультразвуковых ALTOSONIC-5, входящих в состав СИКН в рабочем диапазоне измерений.

  • 2.2 При проведении поверки СИ в составе СИКН применяют средства поверки, указанные в документах на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН, приведенных в таблице 3 настоящей инструкции.

  • 2.3  Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

3 Требования к квалификации поверителей
  • 3.1 Поверку СИКН осуществляют аккредитованные в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации в национальной системе аккредитации на проведение поверки средств измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели.

  • 3.2 К поверке допускаются лица, изучившие инструкцию по эксплуатации на поверяемую СИКН и имеющие квалификационную группу по технике безопасности не ниже II в соответствии с «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

  • 3.3 Поверитель, выполняющий работы по проверке защиты программного обеспечения, должен пройти обучение по методам проверки защиты программного обеспечения СИ в соответствии с приказом Госстандарта № 2938 от 17 июня 2011 г.

4 Требования безопасности
  • 4.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

  • - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

  • - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора № 101 от 12 марта 2013 г. «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми документами;

  • - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановление Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21.01-97 (с изм. № 1,2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

  • - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

  • - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

  • 4.2 Площадка СИКН должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

  • 4.3 СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 30852.0-2002 «Электроооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования»

  • 4.4  Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустановок.

5 Условия поверки
  • 5.1 При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями документов на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

  • 5.2  Характеристики СИКН при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Таблица 2 - Характеристики СИКН и измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение

Диапазон расхода через СИКН*, м3

от 1396,0 до 7018,8

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Измеряемая среда

нефть по

ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»

Количество измерительных линий, шт.

4 (3 рабочих, 1 резервная)

Диапазон давления измеряемой среды, МПа

от 0,55 до 1,6

Диапазон температуры измеряемой среды, °C

от 5,0 до 40,0

Продолжение таблицы 2

Наименование характеристики

Значение

Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры, кг/м3

от 820,0 до 875,1

Вязкость кинематическая измеряемой среды, мм2

от 9,0 до 40,0

Массовая доля воды, %, не более

1,0

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

300

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая доля сероводорода, млн'1 (ppm), не более

20,0

Массовая доля серы, %, не более

1,8

Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн'1 (ppm), не более

40,0

Давление насыщенных паров при максимальной температуре измеряемой среды, кПа (мм рт. ст.), не более

66,7 (500)

Содержание свободного газа

не допускается

Режим работы СИКН

непрерывный

Примечание* - При подключении резервной измерительной линии обеспечивается диапазон измерений расхода от 1396,0 до 8400,0 м3/ч.

6 Подготовка к поверке
  • 6.1 При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН, документами на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

7 Проведение поверки
  • 7.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид СИКН.

  • 7.1.1  Комплектность СИКН должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации.

  • 7.1.2 При проверке внешнего вида должны выполняться требования:

  • - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений, препятствующих ее применению и проведению поверки;

  • - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации;

  • - СИ, входящие в состав СИКН, должны быть поверены и иметь пломбы, несущие на себе знак поверки, в соответствии с их описанием типа, методиками поверки и (или) МИ 3002-2006 «Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

  • - СИ, входящие в состав СИКН поверяют в соответствии с методиками поверки, указанными в таблице 3.

  • 7.1.3 Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав системы.

  • 7.1.4 СИКН не прошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

7.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКН

  • 7.2.1 Проверяют соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

  • 7.2.1.1 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описании типа на СИКН.

  • 7.2.1.3 Определение идентификационных данных ПО проводят в соответствии с технической документацией на СИКН.

  • 7.2.1.4  Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-03 (далее по тексту - ИВ К) проводят в следующей последовательности:

  • - включить питание ИВК, если питание было выключено;

  • - дождаться после включения питания появления на дисплее ИВК основного меню или войти в основное меню;

  • - в основном меню выбрать пункт «ПРОСМОТР 2»;

  • - выбрать пункт меню «ВЕРСИЯ ПРОГРАММЫ»;

  • - на экране отобразятся идентификационные данные ПО.

7.2.2 Определение идентификационных данных ПО АРМ оператора.

  • 7.2.2.1 Определение идентификационных данных ПО АРМ оператора СИКН проводят в соответствии с инструкцией пользователя АРМ оператора.

Для просмотра идентификационных данных ПО АРМ оператора СИКН необходимо на мониторе нажать левой кнопкой мыши на эмблеме организации в правом верхнем углу.

На экране откроется панель, содержащая информацию о наименовании ПО, номере версии ПО, имени файла и его цифровом идентификаторе ПО.

Результаты проверки считаются положительными, если показания АРМ и СИ устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в журналах сообщений АРМ и ИВК отсутствует информация о сбоях систем СИКН, а идентификационные данные ПО соответствуют приведенным в описании типа на СИКН.

  • 7.3 Опробование

  • 7.3.1 Опробование проводят в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКН.

Проверяют действие и взаимодействие компонентов в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН, возможность получения отчета следующим образом:

  • - проверяется наличие электропитания на элементах СИКН и средствах поверки;

  • - проверяется наличие связи между первичными преобразователями, вторичной аппаратурой и ИВК, ИВК и АРМ оператора СИКН, путем визуального контроля меняющихся значений измеряемых величин на дисплее компьютера АРМ оператора;

  • - проверяется работоспособность запорно-регулирующей арматуры путем ее открытия и закрытия;

  • - используя принтер компьютера АРМ оператора СИКН, распечатываются пробные отчеты (протоколы поверки, оперативные отчеты).

  • 7.3.2 Проверяют герметичность СИКН.

Проверку герметичности СИКН проводят согласно эксплуатационной документации на СИКН. СИКН считается выдержавшей проверку, если на элементах и компонентах СИКН нет следов протечек нефти или снижения давления. При обнаружении следов нефти на элементах оборудования или СИ поверку прекращают и принимают меры по устранению утечки нефти.

  • 7.4 Определение (контроль) метрологических характеристик 7.4.1 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН.

Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти СИКН

ЗМБ, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие

требования к методикам выполнения измерений» при косвенном методе динамических измерений массы брутто нефти с применением счетчиков ультразвуковых ALTOSONIC-5 (далее по тексту - УЗР) и преобразователя плотности жидкости измерительного модели 7835 (далее по тексту - ПП) с учетом относительной погрешности преобразования электрических сигналов в значения массы брутто нефти ИВК и проводят по формуле

входных

(1)

нефти с

(2)

ЗМБ = ±1,1 • ^2 +G2 -(^2 ±у52 -104 • АГ2) + у52 -104 • АГ2 +<52 ,

где 8V - пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема применением УЗР, %;

G - коэффициент, вычисляется по формуле

г__1 + 2-/3-Ту

1 + 2-/3-Т/

где р - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (Приложение А ГОСТ Р 8.595);

Tp,Tv - температура нефти на момент поверки при измерениях плотности и объема нефти соответственно,°C;

8р - пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефти с применением ПП, ареометра или лабораторного плотномера, %, вычисляется по формуле

<^=±±100                                 (3)

Pmin

где Ар - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, ареометра или лабораторного плотномера, кг/м3;

Pmin _ нижний предел рабочего диапазона плотности нефти, кг/м3;

АГр, /\Ту - абсолютные погрешности измерений температуры Тр, Tv ,°С;

3N - пределы допускаемой относительной погрешности вычислений массы брутто нефти, %.

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти СИКН не должна превышать ±0,25 %.

  • 7.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти СИКН. Относительную погрешность измерений массы нетто нефти СИКН И, %, вычисляют по формуле

    Н =±1,1-

ы ) Л                 ’

I 100 J

где &WB - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в лаборатории, %, вычисляется по формуле (7);

АИ^у? - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %, вычисляется по формуле (7);

AWXC - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляется по формуле

=0,1-^,                            (5)

Рн

где кфхс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм3, вычисляется по формуле (7);

р*с - плотность нефти при условиях измерений хс, кг/м3.

WB - массовая доля воды в нефти, определенная в лаборатории, %;

WMn ~ массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории; Wxc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, определенная в лаборатории и

вычисляется по формуле

_0,1-(рхс

(6)

ГГХС      ХС ’

Рн

где хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм3, определенная в

лаборатории.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей в нефти определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 «Определение и применение показателей точности методов испытаний н ефтепро дуктов ».

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

(7)

где 7? и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей», ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей».

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти СИКН не должна превышать ±0,35 %.

  • 7.4.3 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН.

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с документами, приведенными в таблице 3.

Таблица 3 - СИ и методики их поверки

Наименование СИ

Методика поверки

Пределы допускаемой погрешности

УЗР

Инструкция    «ГСИ.    Счетчики

ультразвуковые ALTOSONIC-5 фирмы «KROHNE        ALTOMETER»,

Нидерланды. Методика поверки. ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС», 18.03.1999 г.

МИ 3287-2010 «ГСИ. Преобразователи объемного    расхода.    Методика

поверки» (с изменениями №1, №2)

Пределы    допускаемой

относительной погрешности в диапазоне измерений расхода для рабочих и резервного УЗР ±0,15%

Продолжение таблицы 3

Наименование СИ

Методика поверки

Пределы допускаемой погрешности

Датчики температуры 644

Инструкция. «Датчики температуры 644,  3144Р. Методика поверки»,

утверждена   ГЦИ   СИ   ФГУП

«ВНИИМС» в августе 2008 г.

Пределы    допускаемой

абсолютной погрешности ±0,2 °C

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии                   65,

термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 в комплекте с преобразователями измерительными 644 к датчикам    температуры,

преобразователями измерительными 3144Р и с преобразователями измерительными Rosemount 3144Р

МИ 2672-2005 «Рекомендация. ГСИ. Датчики       температуры       с

унифицированным        выходным

сигналом. Методика поверки с помощью калибраторов температуры серии ATC-R исполнения «В» фирмы АМЕТЕК Denmark А/S, Дания»

Пределы    допускаемой

абсолютной погрешности ±0,2 °C

Преобразователи давления измерительные 3051

МИ 1997-89 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи           давления

измерительные. Методика поверки»

Пределы    допускаемой

приведенной погрешности ±0,5 %

ПП

МИ 2816-2012 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика   поверки    на   месте

эксплуатации»

МИ 3240-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности    жидкости    поточные.

Методика поверки»

Пределы    допускаемой

абсолютной погрешности ±0,3 кг/м3

Влагомеры нефти поточные модели LC

МИ 2643-2001 «Влагомер нефти поточный фирмы PHASE DYNAMICS (США).     Методика     поверки»,

зарегистрированная       ВНИИМС

02.03.2001 г.

Пределы    допускаемой

абсолютной погрешности ±0,1 %

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829

МИ 3302-2010 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки»

Пределы допускаемой приведенной погрешности ±1,0%

Датчики давления Метран-

150

МП 4212-012-2013 «Датчики давления Метран-150. Методика

поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» в ноябре 2013 года.

Пределы допускаемой приведенной погрешности ±2,5 %

Продолжение таблицы 3

Наименование СИ

Методика поверки

Пределы допускаемой погрешности

Счетчик     жидкости

турбинный CRA/MRT 97

Документ    «Счетчики    жидкости

турбинные CRA/MRT 97. Методика поверки», утвержденный ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 02.10.2001 г.

Пределы       допускаемой

относительной погрешности ±5,0 %

ИВК

МИ 2587-2005 «Рекомендация. ГСИ. Комплекс              измерительно

вычислительный ИМЦ-03. Методика поверки»

Пределы       допускаемой

относительной погрешности в точке расхода ±0,05 %

Манометры для точных измерений типа МТИ

МИ 2124-90 «Рекомендация. ГСИ. Манометры,            вакуумметры,

мановакуумметры,       напоромеры,

тягомеры     и     тягонапоромеры

показывающие    и   самопишущие.

Методика поверки»

Пределы       допускаемой

приведенной погрешности ±0,6 %

Термометры стеклянные для         испытаний

нефтепродуктов   ТИН

« Стеклоприбор », термометры   ртутные

стеклянные лабораторные ТЛ-4

ГОСТ 8.279-78 «ГСИ. Термометры стеклянные   жидкостные   рабочие.

Методика поверки»

Пределы       допускаемой

абсолютной    погрешности

±0,2 °C

Двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы "Daniel" Ду 36"

МИ 1972-95 «Рекомендация. ГСИ. Установки               поверочные

трубопоршневые. Методика поверки поверочными установками на базе весов ОГВ или мерников»

Пределы       допускаемой

относительной погрешности ±0,05 %

8 Оформление результатов поверки
  • 8.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в Приложении А.

  • 8.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН по форме Приложения 1 «Порядока проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815.

На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают диапазон измерений расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

  • 8.3 При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности по форме Приложения 2 документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815.

Приложение А (рекомендуемое)

Форма протокола поверки

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №___________

Стр. _ из

Наименование средства измерений:_______________________________

Тип, модель, изготовитель:________________________________________

Заводской номер:________________________________________________

Владелец:_________________________________________________________

Наименование и адрес заказчика:__________________________________

Методика поверки: ____

Место проведения поверки:_____________________________________

Поверка выполнена с применением:______________________________

Условия проведения поверки:

Температура окружающей среды:_____

Атмосферное давление:______________

Относительная влажность:____________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

  • 1. Внешний осмотр:_______________________________

(соответствует/не соответствует)

  • 2. Подтверждение соответствия программного обеспечения СИКН:________________________________

(соответствует/не соответствует)

  • 3. Опробование:_______________________________

(соответствует/не соответствует)

4. Определение метрологических характеристик

4.1 Определение относительной погрешности СИКН при измерениях массы брутто нефти Таблица 1 - Результаты измерений и вычислений

, %

G

Tv,

Тр,°с

р, 1/°С

Др, кг/м3

Pmin ’ кг/м3

Зр,%

&Ту,°С

АТр,°С

SN,%

дМБ,%

Стр. _ из

4.2 Определение относительной погрешности СИКН при измерениях массы нетто нефти Таблица 2 - Результаты измерений и вычислений

дМБ,%

wB,%

wxc,%

wMn, %

&WB, %

Л^с,%

Д^л,%

змн,%

должность лица, проводившего поверку

подпись

Ф.И.О.

Дата поверки

13

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель