Методика поверки «Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ "Парфеновская" ЦПНГ-5» (МП 1312/1-311229-2017)

Методика поверки

Тип документа

Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ "Парфеновская" ЦПНГ-5

Наименование

МП 1312/1-311229-2017

Обозначение документа

ООО Центр Метрологии "СТП"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ООО Центр Метрологии «СТП»

Регистрационный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311229

«УТВЕРЖДАЮ»

иректор ологии «СТП»

И.А. Яценко

Техни

2017 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Парфеновская» ЦПНГ-5

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 1312/1-311229-2017

г. Казань

2017

СОДЕРЖАНИЕ

1 ВВЕДЕНИЕ
  • 1.1 Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ Парфеновская ЦПНГ-5 (далее - СИКНС), зав. № 12, и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

  • 1.2 Интервал между поверками СИКНС - 3 года.

  • 1.3 Поверка СИКНС проводится поэлементно. Поверка средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС, осуществляется в соответствии с их методиками поверки. В таблице 1 приведен перечень документов, устанавливающих методику поверки на СИ в составе СИКНС.

Таблица 1 - Перечень документов на методику поверки СИ в составе СИКН

Наименование СИ

Методика поверки

Счетчик-расходомер      массовый

«ЭМИС-МАСС 260»

«ЭМ-260.000.000.000.01 МП «Инструкция. ГСИ. Счетчик-расходомер массовый «ЭМИС-МАСС 260». Методика поверки», утверждённая ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 20 октября 2014 г.

При поверке на месте эксплуатации:

«Рекомендация.    ГСИ.    Счетчики-расходомеры

массовые с частотно-импульсным выходом. Методика поверки передвижной поверочной установкой «ПУМА», утвержденная ФГУП ВНИИР 22.06.2004

Датчик давления Метран-55

МИ 4212-012-2001 «Датчики (измерительные преобразователи) давления типа «Метран». Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИМС» в 03.12.2001

Термопреобразователь сопротивления взрывобезопасный               с

унифицированным       выходным

сигналом ТСПУ 9418

ДДШ 2.821.971 МП «Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 9313, ТСМУ 9313, ТСПУ 9418, ТСМУ 9418» согласованная с      ФГУП      УНИИМ      письмом

№ 221/4-4904 от 18.12.2000

Влагомер нефти сырой ВСН-2

«Инструкция. ГСИ. Влагомеры сырой нефти ВСН-2. Методика поверки. МП 0016-2-2012», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 15.10.2012

Расходомер жидкости турбинный типа PTF

«Государственная система обеспечения единства измерений. Расходомеры жидкости турбинные типов PTF и PNF. Методика поверки.», утвержденная ГЦИ СИ ГУП ВНИИМС в 1995

«Расходомеры жидкости турбинные образцовые типов PTF и PNF. Программа и методика метрологической аттестации.», является обязательным приложением паспорта расходомера жидкости турбинного и утверждена ГЦИ СИ ГУП ВНИИМС в 1995

«Расходомеры жидкости турбинные типов PTF и PNF. Методика поверки», согласованная с ВНИИР в 1992

Комплекс           измерительно

вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)

МП 0177-2-2014 «Инструкция. ГСИ. Комплексы измерительно-вычислительные      «ОКТ ОПУ С-Л »

(«OCTOPUS-L»). Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 09 сентября 2014 г.

2 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

При проведении поверки СИКНС должны быть выполнены операции, указанные в таблице 2.

Таблица 2 - Операции поверки

№ п/п

Наименование операции

Номер пункта методики поверки

1

Проверка технической документации

7.1

2

Внешний осмотр

7.2

3

Опробование

7.3

4

Определение метрологических характеристик

7.4

5

Результаты поверки

7.5

6

Оформление результатов поверки

8

3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

  • 3.1 При проведении поверки СИКНС применяют эталоны и СИ, приведенные в таблице 3.

Таблица 3 - Основные эталоны и СИ

Номер пункта методики

Наименование и тип основного и вспомогательного средства поверки и метрологические и основные технические характеристики средства поверки

5

Барометр-анероид М-67 с пределами измерений от 610 до 790ммрт.ст., погрешность измерений ±0,8 мм рт.ст., по ТУ 2504-1797-75

5

Психрометр аспирационный М34, пределы измерений влажности от 10 до

100 %, погрешность измерения ±5 %

5

Термометр ртутный стеклянный ТЛ-4 (№ 2) с пределами измерений от 0 до 55 °C по ГОСТ 28498-90, цена деления шкалы 0,1 °C

7.4

Калибратор многофункциональный MC5-R-IS (далее - калибратор): диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой      основной      погрешности      воспроизведения

±(0,02 % показания +   1   мкА); диапазон воспроизведения

последовательности импульсов 0...9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 12 В, погрешность ±(0,2 В + 5 % от установленного значения)

  • 3.2 Допускается использование других эталонов и СИ с характеристиками, не уступающими характеристикам, указанным в таблице 2.

  • 3.3 Все применяемые эталоны должны быть аттестованы; СИ должны иметь действующий знак поверки и (или) свидетельство о поверке, и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

4 ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ
  • 4.1 При проведении поверки должны соблюдаться следующие требования:

  • - корпуса применяемых СИ должны быть заземлены в соответствии с их эксплуатационной документацией;

  • - ко всем используемым СИ должен быть обеспечен свободный доступ для заземления, настройки и измерений;

  • - работы по соединению вспомогательных устройств должны выполняться до подключения к сети питания;

  • - обеспечивающие безопасность труда, производственную санитарию и охрану окружающей среды;

  • - предусмотренные «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», а также эксплуатационной документацией оборудования, его компонентов и применяемых средств поверки.

  • 4.2 К работе по поверке должны допускаться лица:

  • - достигшие 18-летнего возраста;

  • - прошедшие инструктаж по технике безопасности в установленном порядке;

  • - изучившие эксплуатационную документацию на СИКНС, СИ, входящие в состав СИКНС, и средства поверки.

5 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

При проведении поверки должны соблюдаться следующие условия:

  • - температура окружающего воздуха                       от 10 до 25 °C;

  • - относительная влажность                                от 30 до 80 %;

  • - атмосферное давление                                  от 84 до 106 кПа.

6 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные операции:

  • - проверяют заземление СИ, работающих под напряжением;

  • - эталонные СИ и средства обработки информации (далее - СОИ) СИКНС выдерживают при температуре указанной в разделе 5 не менее трех часов, если время их выдержки не указано в инструкции по эксплуатации;

  • - эталонные СИ и СОИ СИКНС устанавливают в рабочее положение с соблюдением указаний эксплуатационной документации;

  • - осуществляют соединение и подготовку к проведению измерений эталонных СИ и СОИ СИКНС в соответствии с требованиями эксплуатационной документации.

7 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ 7.1 Проверка технической документации
  • 7.1.1 При проведении проверки технической документации проверяют наличие:

  • - руководства по эксплуатации на СИКНС;

  • - паспорта на СИКНС;

  • - паспортов (формуляров) всех СИ, входящих в состав СИКНС;

  • - действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки всех СИ, входящих в состав СИКНС;

  • - свидетельства о предыдущей поверке СИКНС (при периодической поверке);

  • - методики поверки на СИКНС.

  • 7.1.2 Результаты проверки технической документации считают положительными при наличии всей технической документации по 7.1.1.

7.2 Внешний осмотр
  • 7.2.1 При проведении внешнего осмотра СИКНС контролируют выполнение требований технической документации к монтажу СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКНС.

  • 7.2.2 При проведении внешнего осмотра СИКНС устанавливают состав и комплектность СИКНС. Проверку выполняют на основании сведений, содержащихся в паспорте на СИКНС. При этом контролируют соответствие типа СИ, указанного в паспортах на СИ, записям в паспорте на СИКНС.

  • 7.2.3 Проверяют герметичность всех узлов соединений, контролируют отсутствие утечки рабочей среды, отсутствие механических повреждений и загрязнений, следов коррозии, посторонних шумов и вибраций.

  • 7.2.4 Отсутствие обрывов и нарушения изоляции проводников кабелей и жгутов, влияющих на функционирование СИКНС.

  • 7.2.5 Наличие и прочность крепления разъемов и органов управления СИКНС.

  • 7.2.6 Проверяют целостность пломб и клейм на СИ, входящих в состав СИКНС.

  • 7.2.7 Результаты внешнего осмотра считают положительными, если монтаж СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКНС, внешний вид и комплектность СИКНС соответствуют требованиям технической документации.

7.3 Опробование

7.3.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения СИКНС
  • 7.3.1.1 Подлинность и целостность программного обеспечения (далее - ПО) СИКНС проверяют сравнением идентификационных данных ПО с соответствующими идентификационными данными, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа и отраженными в описании типа СИКНС.

  • 7.3.1.2 Проверяют возможность несанкционированного доступа к ПО СИКНС и наличие авторизации (введение пароля, возможность обхода авторизации, проверка реакции ПО СИКНС на неоднократный ввод неправильного пароля).

  • 7.3.1.3 Результаты подтверждения соответствия ПО СИКНС считают положительными, если:

  • - идентификационные данные ПО СИКНС совпадают с исходными, указанными в паспорте на СИКНС;

  • - исключается возможность несанкционированного доступа к ПО СИКНС, обеспечивается авторизация.

7.3.2 Проверка работоспособности СИКНС
  • 7.3.2.1 Приводят СИКНС в рабочее состояние в соответствие с эксплуатационной документацией. Проверяют прохождение сигналов средств поверки, имитирующих измерительные сигналы (от 4 до 20 мА, сигналы сопротивления). Проверяют на дисплее монитора операторской станции управления СИКНС показания по регистрируемым в соответствии с конфигурацией СИКНС параметрам технологического процесса.

  • 7.3.2.2 Результаты проверки работоспособности СИКНС считают положительными, если при увеличении и уменьшении значения входного сигнала (от 4 до 20 мА, сигналы сопротивления) соответствующим образом изменяются значения измеряемой величины на дисплее монитора операторской станции управления.

  • 7.3.3 Результаты опробования считают положительными, если выполняются требования по 7.3.1 и 7.3.2

7.4 Определение метрологических характеристик
  • 7.4.1 Определение погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА)

  • 7.4.1.1 Отключают первичный измерительный преобразователь (далее - ИП) и к соответствующему каналу подключают калибратор, установленный в режим имитации сигналов силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

  • 7.4.1.2 С помощью калибратора устанавливают электрический сигнал силы постоянного тока. В качестве реперных точек принимают точки 4; 8; 12; 16; 20 мА.

  • 7.4.1.3 Считывают значения входного сигнала с дисплея комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК) или с монитора автоматизированного рабочего места оператора (далее - АРМ оператора) и в каждой реперной точке рассчитывают приведенную погрешность преобразования токового сигнала у,, %, по формуле

Yi= Ihsm-Lt ,100;                                    (1)

xmax 1min

где 1^   - значение тока, соответствующее показанию измеряемого параметра СИКНС

в z-ой реперной точке, мА;

показание калибратора в z-ой реперной точке, мА;

1щах   _ максимальное значение границы диапазона аналогового сигнала силы

постоянного тока (от 4 до 20 мА), мА;

Imin   - минимальное значение границы диапазона аналогового сигнала силы

постоянного тока (от 4 до 20 мА), мА.

  • 7.4.1.4 Если показания СИКНС можно просмотреть только в единицах измеряемой величины, то при линейной функции преобразования значения тока 1^, мА, рассчитывают по

формуле

^тах

^изм

(2)

где XImax - максимальное значение измеряемого параметра, соответствующее максимальному значению границы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений;

XImin _ минимальное значение измеряемого параметра, соответствующее минимальному значению границы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений;

Х1изм _ значение измеряемого параметра, соответствующее задаваемому аналоговому сигналу силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений. Считывают с дисплея ИВК или с монитора АРМ оператора.

  • 7.4.1.5 Операции по 7.4.1.1-7.4.1.4 повторяют для каждого задействованного измерительного канала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА).

  • 7.4.1.6 Результаты определения погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА) считают положительными, если значения абсолютной погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА) в каждой реперной точке не выходят за пределы ±0,015 мА.

  • 7.4.2 Определение абсолютной погрешности СИКНС при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала)

  • 7.4.2.1 Отключают первичный ИП и к соответствующему каналу подключают калибратор, установленный в режим генерации импульсов, в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

  • 7.4.2.2 Фиксируют количество импульсов, накопленное ИВК.

  • 7.4.2.3 С помощью калибратора подают последовательность импульсов (импульсный сигнал) из 20000 импульсов, предусмотрев синхронизацию начала счета.

  • 7.4.2.4 Считывают значения входного сигнала с дисплея ИВК накопленное значение и вычисляют абсолютную погрешность Дп, импульсы, по формуле

(3)

где

количество импульсов, подсчитанное ИВК, импульсы;

п - количество импульсов, заданное калибратором, импульсы.

зад

  • 7.4.2.5 Операции по 7.4.2.2 - 7.4.2.4 проводят не менее трех раз.

  • 7.4.2.6 Результаты определения абсолютной погрешности СИКНС при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала) считают положительными, если относительная погрешность при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала) не превышает ±0,005 %.

  • 7.4.3 Определение пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто нефти

  • 7.4.3.1 Массу нетто сырой нефти Мн, т, вычисляют по формуле

с

W + W ) рг      мв

мис- 1-

(4)

V где Мс - масса сырой нефти, измеренная при помощи счетчика-расходомера массового, т;

W - массовая доля растворенного газа в сырой нефти, %;

р2

WMe - массовая доля воды в сырой нефти, %;

Wn - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, определяемая в лаборатории по ГОСТ 6370-83;

W - массовая доля хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %, определяемая в соответствии с ГОСТ 21534-76.

  • 7.4.3.2 Массовую долю растворенного газа в сырой нефти W , %, вычисляют по формуле

^=1Ц^-100,                      (5)

Рен

у - объемная доля растворённого газа в сырой нефти, м3/ м3, приведенного к рг      стандартным условиям, определяемая в соответствии с МИ 2575-2000;

рг - плотность газа в стандартных условиях, кг/м3, вычисленная по ГОСТ 31369-2008;

рР - плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м3.

  • 7.4.3.3 Массовую долю воды в сырой нефти WMg, %, при изменении объемной доли воды влагомером нефти сырой ВСН-2 или в лаборатории, вычисляют по формуле

(6)

где Woe

объемная доля воды в сырой нефти, %, измеряемая влагомером нефти сырой ВСН-2 или в лаборатории;

плотность пластовой воды в рабочих условиях, кг/м3.

7.4.3.4 Плотность сырой нефти в рабочих условиях рхн, кг/м3, определяют по формуле

р. 1--- р.

100J

где рР - плотность обезвоженной дегазированной нефти в рабочих условиях, кг/м3, вычисленная согласно таблицам Р 50.2.076-2010.

Рен = Р»

W

ов

100’

(7)

  • 7.4.3.5 В лаборатории массовую долю воды определяют по ФР.1.31.2014.17851 и ФР. 1.29.2016.25448 или с помощью влагомера сырой нефти лабораторного ВСН-Л-01.

  • 7.4.3.6 Массовую долю хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти Wxc, %, вычисляют по формуле:

Wxc=0,l-^,                                 (8)

Рн

где с - концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3 (г/м3), определяют в лаборатории по ГОСТ 21534-76;

рн - плотность обезвоженной дегазированной нефти, приведённая к стандартным условиям, кг/м3, определяемая в лаборатории по ГОСТ 3900-82.

  • 7.4.3.7 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти , %, в соответствии с МИ 2693-2001, вычисляют по формуле

    (     Y

    л

    у

    у

    /

    у

    /

    +

    +

    Д1Г

    рг

    +

    Д1Г

    +

    Д1Г

    хс

    , W

    W

    W

    W

    W

    |__сгв

    1      ргв

    1__ пв

    ' хсв

    L юо J

    100 J

    1

    100 J

    100 J

    к

    100 J

    (9)

где $Мс - пределы допускаемой относительной погрешности измерения счетчика-расходомера массового %;

APTMg - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти, %;

W ~ верхний предел измерений массовой доли воды в сырой нефти, %;

Д)Усг - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли свободного газа в сырой нефти, %;

W - верхний предел измерений массовой доли свободного газа в сырой нефти, %, принимается равным нулю;

&W - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

W - верхний предел измерений массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

&№   - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой

доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

W - верхний предел измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

&WXC - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

W - верхний предел измерений массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

  • 7.4.3.8 Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти &WMe, %, при измерении влагомером сырой нефти ВСН-2 или в лаборатории, вычисляют по формуле

(Ю)

где ДИ^ - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, принимаемой равной пределам допускаемой абсолютной погрешности влагомера нефти сырой ВСН-2 или влагомера сырой нефти лабораторного ВСН-Л-01, в зависимости от выбранного метода измерений, %.

  • 7.4.3.9 Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти &№мв, %, при измерении массовой доли воды в лаборатории по ФР.1.31.2014.17851, вычисляют по формуле

W -8

Л^=±мв—^,                      (11)

где £    ~ пределы относительной погрешности измерений массовой доли воды в

дегазированной нефти по ФР.1.31.2014.17851.

7.4.3.10 Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли свободного газа ДИ^, %, вычисляют по формуле

AJJS _+     1 Лт J                                 (12)

Реп

где ДГсг

- пределы абсолютной погрешности определения объемной доли свободного газа в сырой нефти по МИ 2575-2000, не более ± 0,1 %;

Р»

Рст

  • -  давление в СИКНС, МПа;

  • -  абсолютное давление в стандартных условиях, равное 0,101325 МПа.

7.4.3.11 Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли растворенного газа 8JVp_, %, вычисляют по формуле

•100,

(13)

где ДУ - пределы абсолютной погрешности определения объемной доли растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях по МИ 2575-2000, не более ±0,1 %.

  • 7.4.3.12 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли механических примесей, ДРГХС)%, вычисляют по формуле

А1Ухс=0,1-^-,                                (14)

А

где Д(рс - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3 (г/м3).

  • 7.4.3.13 Абсолютные погрешности измерений массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001.

  • 7.4.3.14 Для доверительной вероятности Р=0,95 и двух измерений соответствующего показателя сырой нефти абсолютную погрешность АРУ/, %, измерений i показателя вычисляют по формуле

(15)

где        - воспроизводимость и сходимость методов определения i показателей

качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 21534-76, ГОСТ 6370-83, %, массовых долей.

  • 7.4.3.15 Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной хс. Значение сходимости метода гхс, мг/дм3, в соответствии с ГОСТ 21534-76 переводят в массовые доли по формуле

  • 7.4.3.16 Результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто нефти считают положительными, если рассчитанные пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти не превышают следующих значений:

а) пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером поточным, %, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

- от 0 до 10 % включ.

±1,4;

-св. 10 до 20 % включ.

±1,5;

- св. 20 до 50 % включ.

±3,0;

- св. 50 до 70 % включ.

±5,0;

- св. 70 до 80 % включ.

±11,3;

- св. 80 до 90 % включ.

±22,6;

б) пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объёмной доли воды в лаборатории, %, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти: нефти при измерении объемной доли воды влагомером сырой нефти лабораторным, %, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

- от 0,03 до 10,00 % включ.

±3,1;

-св. 10 до 20 % включ.

±3,6;

- св. 20 до 50 % включ.

±37,7;

- св. 50 до 70 % включ.

±70,4;

в) пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой

- от 0,1 до 10,0 % включ. ±0,5;

-св. 10 до20 %включ.

  • 7.4.3.17 Результаты определения метрологических характеристик считают положительными, если выполняются требования по 7.4.1 - 7.4.3.

7.5 Результаты поверки

7.5.1 Результаты поверки СИКНС считают положительными, если результаты мероприятий по 7.1 -7.4 положительные.

8 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ
  • 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». Протокол поверки оформляют в виде приложения к свидетельству о поверке

  • 8.2 Отрицательные результаты поверки СИКНС оформляют в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». При этом выписывается извещение о непригодности к применению СИКНС с указанием причин непригодности.

11 из 11

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель