Методика поверки «ГСОЕИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВОДЯНОЙ СМЕСИ НА ЦППН № 2 УПСВ «МОЧАЛЕЕВСКАЯ» АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ»» (МП 20-01653-24-2021)

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВОДЯНОЙ СМЕСИ НА ЦППН № 2 УПСВ «МОЧАЛЕЕВСКАЯ» АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ»

Методика поверки

МП 20-01653-24-2021

Самара

2021

ООО ИК «СИБИНТЕК»

Репин Ю.Е.

ООО ИК «СИБИНТЕК»

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящая инструкция устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦПГ1Н № 2 УПСВ «Мочалеевская» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС), зав № 494882, предназначенную для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.

Если очередной срок поверки средств измерений (далее - СИ) из состава СИКНС наступает до очередного срока поверки СИКНС, поверяется только это СИ, при этом поверку СИКНС не проводят.

Возможность проведения поверки отдельных измерительных каналов и (или) отдельных автономных блоков из состава системы для меньшего числа измеряемых величин или на меньшем числе поддиапазонов измерений для системы не предусматривается.

Интервал между поверками - три года.

Настоящая методика поверки обеспечивает прослеживаемость поверяемых СИ, входящих в состав СИКГ, к следующим государственным первичным эталонам:

государственному первичному специальному эталону единиц массы и объема жидкости в потоке, массового и объемного расходов жидкости (ГЭТ 63-2017), согласно государственной поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной приказом Госстандарта от 07.02.2018 №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»;

• - государственному первичному эталону единицы давления в диапазоне от 10 до 1 600 МПа и эффективной площади поршневых пар грузопоршневых манометров в диапазоне от 0,05 до 1 см² (ГЭТ 43-2013) и государственному первичному эталону единицы давления - паскаля (ГЭТ 23-2010), согласно государственной поверочной схеме для средств измерений избыточного давления до 4 000 МПа, утвержденной приказом Госстандарта от 29.06.2018 № 1339 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений избыточного давления до 4 000 МПа»;

• - государственному первичному эталону единицы температуры ГЭТ 34-2020, согласно ГОСТ Г 8.558-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры»;

• - государственному первичному специальному эталону единицы объемного

влагосодержания         нефти        и        нефтепродуктов        ГЭТ 87-2011,

согласно ГОСТ Г 8.614-2013 «Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов»;

• - государственному первичному эталону единицы электрического напряжения ГЭТ 13-01, согласно ГОСТ Г 8.027-2001 «Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы»;

• - государственному первичному эталону единицы силы постоянного электрического тока ГЭТ 4-91, согласно государственной поверочной схеме для средств измерений силы постоянного тока в диапазоне от Г10'¹⁶ до 100 А, утвержденной приказом Госстандарта от 01.10.2018 № 2091 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного тока в диапазоне от Г10’¹⁶ до 100 А»;

• - государственному первичному эталону единицы электрического сопротивления ГЭТ 14-2014, согласно государственной поверочной схеме для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока, утвержденной приказом Госстандарта от 30.12.2019 №3456 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока»;

- государственному первичному эталону единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2018, согласно государственной поверочной схеме для средств измерений времени и частоты, утвержденной приказом Госстандарта от 31.07.2018 № 1621 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».

2 ПЕРЕЧЕНЬ ОПЕРАЦИЙ ПОВЕРКИ СИКНС

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1

Таблица 1 - операции поверки

Поверку СИКНС прекращают при получении отрицательных результатов при

проведении той или иной операции.

3 ТРЕБОВАНИЯ К УСЛОВИЯМ ПРОВЕДЕНИЯ ПОВЕРКИ

• 3.1    При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов (далее - НД) на методики поверки СИ, входящих в состав СИКНС.

• 3.2   Характеристики СИКНС и параметров измеряемой среды при проведении поверки на месте эксплуатации должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

• 3.3   Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества нефтегазоводяной смеси, находящейся в измерительных линиях.

  

Таблица 2 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды

при соблюдении условий поверки СИКНС влияющие факторы отсутствуют

4 МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СРЕДСТВАМ ПОВЕРКИ

• 4.1 При поэлементной поверке применяются средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

4.2 Средства поверки СИ, входящих в состав СИКНС, должны соответствовать требованиям НД, представленным в таблице 3.

Таблица 3 - СИ и методики их поверки

4.3 Допускается применение других средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик (далее - MX) поверяемых СИ с требуемой точностью.

5 ТРЕБОВАНИЯ (УСЛОВИЯ) ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ПОВЕРКИ

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также другими действующими НД;

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - правилами технической эксплуатации электроустановок;

-правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

6 ВНЕШНИЙ ОСМОТР СИКНС

При внешнем осмотре устанавливают соответствие СИКНС следующим требованиям: -комплектность соответствует указанной в эксплуатационной документации;

-в результате внешнего осмотра составных частей СИКНС должно быть подтверждено отсутствие механических повреждений и видимых дефектов¹, которые способны оказать влияние на безопасность проведения поверки или результаты поверки;

-надписи и обозначения на средствах измерений, входящих в состав СИКНС четкие и соответствуют требованиям эксплуатационной документации;

-требованиям по защите СИ, входящих в состав СИКНС, от несанкционированного вмешательства согласно описанию типа СИ

Результаты операции поверки считают положительными если установлено соответствие СИКНС всем требованиям, перечисленным выше.

7 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ И ОПРОБОВАНИЕ СИКНС

• 7.1 При подготовке к поверке выполняют следующие работы:

-проверка выполнения условий пункта 3, пункта 4, пункта 5 и пункта 6 настоящей инструкции;

-подготовка к работе СИКНС и средств поверки согласно их эксплуатационных документов;

-проверяют комплектность технической документации:

• •  руководства по эксплуатации СИКНС;

• •  паспорта (формуляра) на СИКНС;

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

• •  свидетельств о поверке СИ, входящих в состав СИКНС в соответствии с НД действующими на момент поверки;

• •  методика поверки СИКНС.

• 7.2 Опробование

  • 7.2.1 Проверяют действие и взаимодействие компонентов СИКНС в соответствии с технологической инструкцией на СИКНС, возможность получения отчета.

7.2.2.Проверяют герметичность гидравлической части СИКНС.

• 7.2.3 На элементах и компонентах СИКНС не должно быть следов протечек нефтегазоводяной смеси.

Результаты операции поверки считаются положительными, если действие и взаимодействие компонентов СИКНС осуществляется в соответствии с технологической инструкцией на СИКНС, подтверждена возможность получения отчета, подтверждена герметичность гидравлической части СИКНС и на элементах и компонентах СИКНС не должно быть следов протечек нефтегазоводяной смеси

8 ПРОВЕРКА ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ СИКНС

• 8.1 Проверка идентификационных данных программного обеспечения (далее - ПО) автоматизированного рабочего места - «Генератор отчетов АБАК Reporter» (далее - АРМ) оператора осуществляется в соответствии с руководством пользователя.

Полученные идентификационные данные ПО АРМ оператора заносят в протокол по форме приложения 1.

• 8.2  Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее - ИВК) осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации: фиксируют идентификационные данные ПО, установленного в ИВК, отражаемые на дисплее ИВК при нажатии на кнопку «Информация», расположенную на лицевой панели ИВК, или полученные с помощью конфигурационного ПО.

Полученные идентификационные данные ПО ИВК заносят в протокол по форме приложения 1

• 8.3 Результат подтверждения соответствия ПО считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО СИКНС (идентификационное наименование ПО, номер версии (идентификационный номер ПО) и цифровой идентификатор ПО) соответствуют идентификационным данным, указанным таблице 4, в противном случае результаты поверки признают отрицательными

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО СИКНС

9 ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК СИКНС

• 9.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКНС, проводят поэлементным способом в соответствии с НД, приведенными в таблице 3.

Показывающие СИ давления и температуры утвержденных типов, поверяются в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах (сертификатах) об утверждении типа.

Результат определения MX СИ считают положительным если все СИ, входящие в состав СИКНС, имеют действующий знак поверки и (или) свидетельство (сертификат) о поверке, и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ, заверенную подписью поверителя и знаком поверки.

10 ПОДТВЕРЖДЕНИЕ СООТВЕТСТВИЯ СИКНС МЕТРОЛОГИЧЕСКИМ ТРЕБОВАНИЯМ

• 10.1 Определение относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси.

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы нефтегазоводяной смеси, 5Мс, %, принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений счетчика-расходомера массового кориолисового «ЭМИС-МАСС 260» (далее - СРМ).

Относительная погрешность СРМ на рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) в диапазоне расхода не должна превышать ± 0,25 %, относительная погрешность СРМ на контрольно-резервной ИЛ в точке расхода не должна превышать ± 0,20 %.

Значения пределов относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси не должны превышать ±0,25%.

• 10.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.

  • 10.2.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, б_М|1> %, вычисляют в соответствии с методикой измерений «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 2 УПСВ «Мочалеевская» АО «Самаранефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР. 1.29.2021.40724) по формуле

При измерении объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси в лаборатории по ГОСТ 2477, пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси, AW_MB,% определяют по формуле: д уу ₌______Рв^__J

MB H.WehY pCT₊WoB лаб

\ 100) ^Нн 100 ^в

где р„^т - плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведённая к стандартным условиям, кг/м³, определяемая в лаборатории по ГОСТ 3900 или по Р 50.2.075;

R_B - воспроизводимость метода по ГОСТ 2477, %;

г_в - сходимость метода по ГОСТ 2477, %.

При измерении объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси в лаборатории по ФР. 1.29.2016.25448, пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси, AW_MB,% определяют по формуле:

дун ₌ _____AW_BJ1-pg^a6_____                                  zgx

MB H-WobY ct₊Wob лаб’                                 >

\   100 7 ^,H 100 ^PB

где AW_M - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси в лаборатории по ФР. 1.29.2016.25448,%.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси, AW_BJI, по ФР. 1.31.2014.17851, %, определяют по формуле:

AW_ВЛ=^Ч                    (10)

вл 100

где 6_0в  - пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемной

доли воды в нефтегазоводяной смеси, принимаемые равными пределам допускаемой относительной погрешности измерений объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси в лаборатории по ФР. 1.31.2014.17851, %.

При измерении массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси в лаборатории по ФР. 1.31.2014.17851 пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в НГС, AW_MB,% определяют по формуле:

дуу                                     (Ц)

mb      ₁₀₀                                          \

где 6_MB - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси, принимаемые равными пределам допускаемой относительной погрешности измерений массовой доли воды в нефти в лаборатории по ФР. 1.31.2014.17851, %

Массовую долю воды в нефтегазоводяной смеси W_MB, %, при измерении объемной доли воды с помощью ВП, ВСН-Л или в лаборатории по ФР. 1.29.2016.25448, по ГОСТ 2477 или по ФР. 1.31.2014.17851 (в зависимости от выбранного метода измерений), рассчитывают по формуле:

W_MB =                                      (12)

• 10.2.3 Массовую долю воды в нефтегазоводяной смеси W_MB, %, при измерении массовой доли воды в лаборатории по ФР.1.29.2016.25448, по ГОСТ 2477 или по

ФР.1.31.2014.17851 (в зависимости от выбранного метода измерений) принимают равной массовой доли воды, полученной при измерении в лаборатории по ФР. 1.29.2016.25448, по ГОСТ 2477 или по ФР. 1.31.2014.17851.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения растворенного газа AW_pr, %, определяют по формуле:

AW_pr = ±^-100,

Рен

где А1ф_г - пределы абсолютной погрешности определения растворенного газа при стандартных условиях в

СТРАНИЦА 11 ИЗ 15 нефтегазоводяной смеси при рабочих условиях по МИ 2575, м³/м³.

Массовую долю растворенного газа в нефтегазоводяной смеси W_pr, %, рассчитывают по формуле:

Массовую долю хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси W_xc, %, вычисляют по формуле:

W_xt = 0.1-fe                                (16)

Рн

концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, мг/дм³ (г/м³), определяют в лаборатории по ГОСТ 21534;

плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведённая к стандартным условиям, кг/м³, определяемая в лаборатории по ГОСТ 3900 или по Р 50.2.075.

• 10.2.5 Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего параметра нефтегазоводяной смеси (массвой доли воды в лаборатории по ГОСТ 2477, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле:

  примесей)

  VR²-r²-0,5

  9

  Д= +  - -_г

  V2

  предел воспроизводимости нефтегазоводяной смеси;

  предел сходимости методов нефтегазоводяной смеси.

  Значения R и г приведены в ГОСТ 2477, ГОСТ 21534 и ГОСТ 6370 соответственно.

  10.2.6 Результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси считают положительными, если рассчитанные пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси не превышают следующих значений:

  пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером поточным, в диапазоне объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси:

  от 0 % до 5 %

  5 % до 15 %

  15% до 35%

  35 % до 55 %

  55 % до 65 %

  65 % до 70 %

  70 % до 85 %

  85 % до 95 %

  где R²

  св.

  св.

  св.

  св.

  св.

  св.

  св.

  методов определения

  определения показателей

  (17)

  параметров

  параметров

  ± 1,00%;

  ± (0,15W_OB+0,25) %; ± (0,075W_OB+1,375) %;

  ± (0,15W_OB-1,25) %; ± (0,3W_OB-9,5) %;

  ± 10,00%;

  ± 15,47%;

  ± 46,41 %;

СТРАНИЦА 12 ИЗ 15 св. 95 % до 97%                                                    ± 77,35 %.

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объёмной доли воды в ней в испытательной (химико-аналитической) лаборатории по ГОСТ 2477 в диапазоне объемной доли воды: от 0 до 5 %                                                            ± 0,63 %;

св. 5% до 10%                                                ±0,66%.

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении массовой доли воды в ней в испытательной (химико-аналитической) лаборатории по ГОСТ 2477 в диапазоне объемной доли воды: от 0 до 5 %                                                          ± 0,44 %;

св. 5% до 10%                                                ±0,50%.

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объёмной доли воды в ней в испытательной (химико-аналитической) лаборатории по ФР.1.29.2016.25448 в диапазоне объемной доли воды:

от 0,03 до 5 % св. 5 % до 15 %

св. 15% до 35%                                               ±5,22%;

св. 35 % до 40 %                                                     ± 5,66 %.

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении массовой доли воды в ней в испытательной (химико-аналитической) лаборатории по ФР. 1.29.2016.25448 в диапазоне объемной доли воды:

от 0,03 до 5 %                                                         ± 0,65 %;

св. 5% до 15%                                                ±3,31%;

св. 15% до 32%                                               ±4,40%.

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объёмной доли воды в ней в испытательной (химико-аналитической) лаборатории по ФР.1.31.2014.17851 в диапазоне объемной доли

составе нефтегазоводяной смеси при измерении массовой доли воды в ней в испытательной (химико-аналитической) лаборатории по ФР.1.31.2014.17851 в диапазоне объемной доли

воды:

32 % до 35 %                                                ± 20,83 %;

35% до 55%                                          ±37,81%;

55 % до 65 %                                                ± 57,46 %;

65% до 70%                                          ±72,19%.

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером нефти лабораторным в диапазоне объемной доли воды в нефти:

от 0,1 % до 5,0 %

св. 5 % до 15 %

св. 15 % до 35 %

св. 35 % до 55 %

св. 55 % до 65 %

св.

св.

св.

св.

СТРАНИЦА 13 ИЗ 15

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при содержании объемной доли воды в нефти свыше 99 % не нормированы.

• 10.3 Результат операции поверки СИКНС считают положительным, если результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси положительны.

11 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

• 11.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС в соответствии с требованиями к содержанию свидетельства о поверке, утвержденными Приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 № 2510 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 11.2 Результаты поверки СИКНС оформляют протоколом поверки согласно приложению 1 к настоящей методике поверки. Протокол поверки является неотъемлемой частью свидетельства о поверке СИКНС.

• 11.3 При отрицательных результатах поверки СИКНС выдают извещение о непригодности ³ к применению СИКНС.

• 11.4 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС в виде оттиска поверительного клейма или наклейки. Пломбировка СИКНС не предусмотрена.

(рекомендуемое)

Протокол №______

поверки системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 2 УПСВ «Мочалеевская» АО «Самаранефтегаз», номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений___________

Заводской номер СИКНС:

Методика поверки:

Диапазон массового расхода, т/ч:

Условия проведения поверки:

- температура окружающего воздуха, °C:

Поверочная среда:

Основные средства поверки:

Результаты поверки:

• 1. Внешний осмотр (п.6 МП)

Результаты внешнего осмотра СИКНС (соответствует/не соответствует):________________

• 2. Опробование (п.п. 7.2 МП) (соответствует/не соответствует)__________________

• 3. Подтверждение идентификации и защиты программного обеспечения (ПО) СИКНС (п. 8 МП)

  Идентификационные данные	Значение, полученное во время поверки СИКНС	Значение, указанное в описании типа СИКНС
  Идентификационное наименование ПО
  Номер версии (идентификационный номер ПО)
  Цифровой идентификатор ПО
  Другие идентификационные данные

Результаты проверки идентификации и защиты ПО СИКНС (соответствует/не соответствует):________________

4.

5.

5.1 Относительная погрешность измерения массы нефтегазоводяной смеси СРМ, установленного на рабочей линии, не превышает:________

Относительная погрешность измерения массы в составе нефтегазоводяной смеси СРМ, установленного на контрольно-резервной линии, не

превышает:________

• 5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси

Результаты (соответствует/не соответствует)_________________

Заключение: система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 2 УПСВ «Мочалеевская» АО «Самаранефтегаз» признана (годной/не годной)________к дальнейшей эксплуатации.

Должность лица, проводившего поверку:__

ДОЛЖНОСТЬ                  подпись

Дата поверки: «___»____________20____

¹

при обнаружении дефектов, необходимо принять решение о прекращении поверки (до устранения обнаруженных дефектов) или о возможности проведения дальнейшей поверки

²

воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению СХОДИМОСТИ г.

³

часть 4 статьи 13 Федерального закона от 26.06.2008 № 102-ФЗ (ред. от 08.12.2020) «Об обеспечении единства измерений».