Методика поверки «СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ №928 НА ЛПДС "КЛИН" АО "ТРАНСНЕФТЬ-ДРУЖБА" » (МП 1119-14-2020 )

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ

- ФИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИТАРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ им. Д.И. МЕНДЕЛЕЕВА»

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

УТВЕРЖДАЮ

Первый заместитель директора по на ой работе -

В.А. Фафурин

2020 г.

иректора по качеству

- филиала ФГУП . Менделеева»

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ № 928 НА ЛПДС «КЛИН» АО «ТРАНСНЕФТЬ - ДРУЖБА» Методика поверки

МП 1119-14-2020

Начальник отдела НИО-14 __Р.Р. Нурмухаметов

Тел. отдела: +7 (843) 299-70-52

Казань

2020

ВЗАМЕН МП 0641-14-2017 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛИДС «Клин» АО «Транснефть - Дружба». Методика поверки»

Настоящий документ распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 928 на ЛИДС «Клин» АО «Транснефть - Дружба» (далее -система), предназначенную для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти между АО «Транснефть - Дружба» и АО «Транснефть - Прикамье», и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

Поверку системы проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа системы, или в фактически обеспечивающимся при поверке системы диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведения поверки. Фактический диапазон измерений не может превышать диапазона измерений, указанного в описании типа системы.

Если очередной срок поверки измерительного компонента наступает до очередного срока поверки системы, или появилась необходимость проведения внеочередной поверки измерительного компонента, то поверяется только этот измерительный компонент, при этом внеочередную поверку системы не проводят.

Интервал между поверками системы - 12 месяцев.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1 Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB (далее - ТПУ) для определения метрологических характеристик вспомогательных измерительных каналов (ИК) объемного расхода нефти, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный №) 62207-15.

• 2.2  Установка пикнометрическая H&D Fitzgerald LTD для определения метрологических характеристик вспомогательных ИК плотности нефти, регистрационный № 37320-08.

• 2.3  Преобразователь вязкости жидкости 7829 Master для определения метрологических характеристик вспомогательных ИК вязкости нефти, регистрационный №49153-12.

• 2.4 Калибратор температуры серии ATC-R для определения метрологических характеристик вспомогательных ИК температуры нефти, регистрационный № 20262-05.

• 2.5 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых измерительных компонентов с требуемой точностью.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101), «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 27.12.2012 № 784), а также другие действующие отраслевые документы;

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

• - правилами технической эксплуатации электроустановок;

• -  правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

• 4.1 При проведении поверки системы соблюдают условия в соответствии с требованиями документов на методики поверки измерительных компонентов, входящих в состав системы.

Характеристики нефти при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик нефти указанным в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества нефти.

Таблица 2 - Характеристики системы и измеряемой среды

• 4.2  Условия определения абсолютной погрешности вспомогательных ИК температуры нефти идентичны условиям поверки, указанным в п. 6 документа 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».

• 4.3  Условия определения абсолютной погрешности вспомогательных ИК плотности нефти комплектным методом идентичны условиям поверки, указанным в п. 7 документа МИ 2816-2012 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации».

• 4.4 Условия определения приведенной погрешности вспомогательных ИК вязкости нефти комплектным методом идентичны условиям поверки, указанным в п. 6 документа МИ 3119-2008 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки на месте эксплуатации» или МИ 3302-2010 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки».

• 4.5 Условия определения относительной погрешности вспомогательных ИК объемного расхода нефти комплектным методом идентичны условиям поверки, указанным в п. 7 документа МИ 3287-2010 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи объемного расхода. Методика поверки».

• 4.6 При соблюдении условий поверки системы влияющие факторы отсутствуют.

• 4.7 Далее по тексту операции по определению погрешностей ИК идентичны операциям, указанным в методиках поверки МИ 2672-2005, МИ 2816-2012, МИ 3287-2010, МИ 3119-2008 или МИ 3302-2010.

• 5.1 При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы.

• 5.2 Перед началом определения абсолютной погрешности ИК температуры нефти выполняют подготовительные работы в соответствии с п. 7 документа МИ 2672-2005.

• 5.3 Перед началом определения абсолютной погрешности ИК плотности нефти комплектным методом выполняют подготовительные работы в соответствии с п. 8 документа МИ 2816-2012.

• 5.4 Перед началом определения приведенной погрешности ИК вязкости нефти комплектным методом выполняют подготовительные работы в соответствии с п. 7 документа МИ 3119-2008 или в соответствии с п. 7 документа МИ 3302-2010.

• 5.5 Перед началом определения относительной погрешности ИК объемного расхода нефти комплектным методом выполняют подготовительные работы в соответствии с п. 8 документа МИ 3287-2010.

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие системы следующим требованиям:

• - комплектность системы должна соответствовать технической документации;

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

• - надписи и обозначения на компонентах системы должны быть четкими и соответствовать технической документации.

Результаты поверки считают положительными, если комплектность системы соответствует описанию типа, внешний вид, маркировка соответствуют технической документации.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) системы

  • 6.2.1 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительновычислительных контроллеров OMNI-6000 (далее - ИВК) проводят в соответствии с руководством пользователя в следующей последовательности:

• - включить питание ИВК;

• - на передней панели ИВК, в режиме индикации, нажать клавиши «Статус», «Дисплей»;

• - нажатием клавиши <ф> (стрелка вниз) перемещаемся до конца списка;

• - на экран ИВК выводятся контрольная сумма ПО (контрольная сумма ПО, должна соответствовать контрольной сумме указанной в описании типа системы).

• 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО «RATE АРМ оператора УУН» проводят в соответствии с руководством пользователя на «Программный комплекс. ПО «Rate оператора У НН». Руководство пользователя» в следующей последовательности:

• - в верхней части экрана нажать на кнопку «Версия», откроется меню «О программе»;

• - в диалоговом окне «О программе» нажать кнопку «Получить данные по библиотеке»;

• -  в диалоговом окне «О программе» отобразится контрольная сумма метрологически значимой библиотеки, которую необходимо сравнить с данными, приведенными в описании типа на систему.

• 6.3 Опробование

  • 6.3.1  При опробовании системы проверяют действие и взаимодействие компонентов в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы, возможность получения отчетов следующим образом:

• - проверяют наличие электропитания на компонентах системы и средствах поверки;

• - проверяют наличие связи между первичными преобразователями, вторичной аппаратурой и ИВК, ИВК и автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора системы путем визуального контроля меняющихся значений измеряемых величин на дисплее компьютера АРМ оператора;

• - используя принтер компьютера АРМ оператора системы, распечатывают пробные протоколы поверки, формируемые АРМ оператора.

• 6.3.2  Опробование вспомогательных ИК температуры нефти проводят в соответствии с п. 8.2 и 8.3 документа МИ 2672-2005.

• 6.3.3 Опробование вспомогательных ИК плотности нефти проводят в соответствии с п. 9.2 документа МИ 2816-2012.

• 6.3.4 Опробование вспомогательных ИК вязкости нефти проводят в соответствии с п. 8.2 документа МИ 3302-2010.

• 6.3.5  Опробование вспомогательных ИК объемного расхода проводят в соответствии с п. 9.2 МИ 3287-2010.

• 6.4 Определение (контроль) метрологических характеристик

  • 6.4.1 Определение абсолютной погрешности вспомогательных ИК температуры нефти проводят по п. 8.4 МИ 2672-2005.

  • 6.4.2 Определение абсолютной погрешности ИК плотности нефти комплектным методом проводят по п. 9.3 документа МИ 2816-2012.

  • 6.4.3 Определение приведенной погрешности ИК вязкости нефти комплектным методом проводят по п. 8.2 документа МИ 3119-2008 или по п. 8.3 документа МИ 3302-2010.

  • 6.4.4 Определение относительной погрешности ИК объемного расхода нефти комплектным методом проводят по п. 9.3 документа МИ 3287-2010.

  • 6.4.5 Обработка результатов измерений

    • 6.4.5.1 Обработку результатов определения абсолютной погрешности вспомогательных ИК температуры нефти проводят в соответствии с п. 9 МИ 2672-2005 с учетом того, что операции поверки идентичны.

    • 6.4.5.2  Обработку результатов определения абсолютной погрешности ИК плотности нефти проводят в соответствии с п. 9 МИ 2816-2012 с учетом того, что операции поверки идентичны.

    • 6.4.5.3 Обработку результатов определения приведенной погрешности ИК вязкости нефти проводят в соответствии с п. 9 МИ 3119-2008 или в соответствии с п. 9 МИ 3302-2010 с учетом того, что операции поверки идентичны.

    • 6.4.5.4 Обработку результатов определения относительной погрешности ИК объемного расхода нефти проводят в соответствии с п. 10 МИ 3287-2010 с учетом того, что операции поверки идентичны.

  • 6.4.6 Проверка результатов поверки измерительных компонентов, входящих в состав системы.

    • 6.4.6.1  Проводят проверку наличия действующих знаков поверки и (или)

свидетельств о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) на следующие измерительные компоненты системы, фактически установленные на момент проведения поверки системы: влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВН) (регистрационный № 14557-05), преобразователи давления измерительные EJA модели 530 и 110 (регистрационные № 14495-00, 14495-09), преобразователи давления измерительные EJX 430 А (регистрационные №  28456-04,  28456-09), анализатор серы общий

рентгеноабсорбционный в потоке нефти при высоком давлении NEX XT (регистрационный № 47395-11), измерительно-вычислительные контроллеры OMNI-6000 (регистрационные № 15066-95, 15066-01, 15066-04). Выше приведенные измерительные компоненты фактически установленные на момент проведения поверки системы должны быть поверены в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных измерительных компонентов.

• 6.4.6.2 Результат проверки считают положительным, если выполняются условия п. 6.4.6.1.

• 6.4.6.3  При обнаружении несоответствий по п. 6.4.6.1 поверку системы прекращают.

• 6.4.7 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти системы

  • 6.4.7.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти , %, определяют по формуле

8_Мвр =±l,l-^8_v² + G²-(8²+p²-10⁴-At²) + p²-10⁴-Aty + Sj, ,           (1)

где 5_V- пределы допускаемой относительной погрешности ТПР, %;

8_р- относительная погрешность измерений плотности нефти, %, вычисленная по формуле

8 =-^-100, (2) Рщш

где Др - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП или погрешность измерений плотности ареометром из свидетельства об аттестации методики измерений плотности нефти ареометром в лаборатории, кг/м³;

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

At_p,At_v - пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователя температуры при измерениях плотности и объема нефти соответственно, °C;

р - наибольшее значение коэффициента объемного расширения нефти в рабочем диапазоне плотности, 1/°С;

8_N - пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов ИВК в значения массы брутто нефти, %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

l + 2-p-t_v

l + 2-₽-t_p

где t_p, t _v - температура нефти при измерениях плотности и объема соответственно,°C.

• 6.4.7.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти системы не должны превышать ±0,25 %.

• 6.4.8 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти системы

  • 6.4.8.1 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти, 8Мн, %, вычисляют по формуле

    

y_B²+AW²_n+AW²_c w_B + w_{Mn +} w_xc

100 где AWb - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти, %;

AWmii - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

AWxc - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %.

При измерениях объемной доли воды влагомером нефти поточным УДВН-1пм, A Wb, %, вычисляют по формулам

где Аср_в - абсолютная погрешность измерений объемной доли воды ВН, %.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, определяют по формуле

AW_XC=O,1-^,                   (6)

где Д(р_хс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей, %;

р - плотность нефти при условиях определения ф_хс» кг/м³.

хс

Допускается для вычисления W_xc использовать плотность нефти, определенную с применением ПП.

Абсолютные погрешности определения массовой доли воды, механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в нефти в лаборатории определяют по результатам оценки промежуточных показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в каждой лаборатории, проводящей анализы при учетных операциях, в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725-1 - ГОСТ Р ИСО 5725-6.

Допускается до оценки промежуточных показателей прецизионности и правильности стандартных методов измерений в каждой лаборатории определять погрешности измерений в соответствии с ГОСТ 33701-2015 «Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

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

Д^/К²-Д²-О>5

л/2

где R - предел воспроизводимости методов определения показателей качества нефти;

г - предел сходимости методов определения показателей качества нефти.

Значения R и г методов определения массовой доли воды и механических примесей приведены в ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей», ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды».

Значения г метода определения массовой концентрации хлористых солей приведено в ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей», значение R метода определения массовой концентрации хлористых солей принимают равным удвоенному значению г.

Примечание — Абсолютную погрешность измерений плотности нефти при расчёте значений абсолютной погрешности измерений массовых долей воды и хлористых солей не учитывают ввиду её малого влияния.

Погрешность 6Мн достигает максимального значения при максимальных значениях массовых долей воды, хлористых солей, механических примесей и минимальном значении плотности нефти.

• 6.4.8.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти системы не должны превышать ±0,35 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 (далее - порядок проведения поверки).

• 7.2 На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

• - диапазон измерений температуры нефти;

• - пределы допускаемой абсолютной погрешности ИК температуры нефти;

• - диапазон измерений плотности нефти

• - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений ИК плотности нефти;

• - диапазон измерений кинематической вязкости нефти;

• - пределы допускаемой приведенной погрешности ИК вязкости нефти;

• - пределы допускаемой относительной погрешности измерений ИК объемного расхода нефти;

• - диапазон измерений расхода системы;

• - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти системы.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, выдают извещение о непригодности в соответствии с порядком проведения поверки.

• 7.4 Результаты поверки системы оформляют протоколом поверки согласно Приложению А. К протоколу поверки системы дополнительно прикладываются:

• -  действующие результаты определения абсолютной погрешности ИК температуры нефти по форме, приведенной в Приложении А.1;

• - действующие результаты определения абсолютной погрешности ИК плотности нефти по форме, приведенной в Приложении А.2;

• - действующие результаты определения приведенной погрешности ИК вязкости нефти по форме, приведенной в Приложении А.З;

• - действующие результаты определения относительной погрешности ИК объемного расхода нефти по форме, приведенной в Приложении А.4.

• 7.5 При оформлении результатов определения абсолютной погрешности ИК температуры нефти, полученных по п. 8.4 и п. 9 МИ 2672-2005, заполняют таблицу в Приложении А.1. Допускается признавать результаты калибровки преобразователей температуры из состава системы при поверке системы в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 2 апреля 2015 г. № 311 «Об утверждении Положения о признании результатов калибровки при поверке средств измерений в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».

При оформлении результатов определения абсолютной погрешности измерений ИК плотности измеряемой среды, полученных по п. 9.3 МИ 2816-2012, заполняют таблицу в Приложении А.2.

При оформлении результатов определения приведенной погрешности ИК вязкости нефти, полученных по п. 8.2 и п. 9 МИ 3119-2008 или по п. 8.3 и п. 9 МИ 3302-2010 заполняют таблицы в Приложении А.З.

При оформлении результатов определения относительной погрешности ИК объемного расхода измеряемой среды, полученных по п. 9.3 и п. 10 МИ 3287-2010, заполняют таблицы в Приложении А.4.

При оформлении протокола средствами вычислительной техники и вручную допускается форму протокола представлять в измененном виде.

• 7.6 Измерительные компоненты являются автономными измерительными блоками, заводские номера которых приводятся в Приложении с соответствующей отметкой в свидетельстве о поверке.

Приложение А

(обязательное)

Форма протокола поверки системы

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №___________

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

А.1 Внешний осмотр:__________________________________

(соответствует/не соответствует п. 6.1)

А.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения:__________________________________________

(соответствует/не соответствует п. 6.2)

А.З Опробование:________________________________

(соответствует/не соответствует п. 6.3)

(продолжение)

А.4 Определение (контроль) метрологических характеристик

А.4.1 Определение абсолютной погрешности ИК температуры нефти из состава системы приведено в приложении к протоколу поверки системы (Приложение А.1).

А.4.2 Определение абсолютной погрешности ИК плотности нефти приведено в приложении к протоколу поверки системы (Приложение А.2).

А.4.3 Определение приведенной погрешности ИК вязкости нефти приведено в приложении к протоколу поверки системы (Приложение А.З). А.4.4 Определение относительной погрешности ИК объемного расхода нефти приведено в приложении к протоколу поверки системы (Приложение А.4).

А.4.5 Определение относительной погрешности измерений массы брутто нефти Таблица 1 - Результаты измерений и вычислений

Относительная погрешность измерений массы брутто нефти в соответствии с п. 6.4.7.2:_________________________________

(соответствует/не соответствует)

А.4.6 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти Таблица 2 - Результаты измерений и вычислений

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти в соответствии с п. 6.4.8.2:_______________________________________________

(соответствует/не соответствует)

(рекомендуемое)

Форма представления результатов определения абсолютной погрешности измерительного канала температуры нефти

Наименование преобразователя температуры:______________________

Тип, модель, изготовитель:_________________________________________

Заводской номер___________________________________

Владелец _________________________________________

Место проведения____________________________________

Условия проведения:

• - температура окружающего воздуха_____°C;

• - относительная влажность окружающего воздуха_____%;

• - атмосферное давление____ кПа;

• - напряжение питания_____В

• - частота питающей сети_____Гц

Таблица 1 - Результаты измерений

Абсолютная погрешность ИК температуры нефти в соответствии с п. 6.4.5.1___________________________________

(соответствует/не соответствует)

Подпись лица, проводившего работы________________________________

Дата_______________________

Примечание - Количество строк в таблице 1 указаны в качестве примера и могут отличаться при оформлении протокола

(рекомендуемое)

Форма представления результатов определения абсолютной погрешности измерительного канала плотности нефти

Тип преобразователя________________________________

Заводской номер___________________________________

Владелец_________________________________________

Место проведения____________________________________

Температура окружающего воздуха при взвешивании пикнометров____°C

Атмосферное давление__________мм рт.ст.

Таблица 1 - Результаты измерений

Градуировочные коэффициенты_________________________________________

_________________________________________________от________________________

Абсолютная погрешность измерительного канала плотности нефти в соответствии с п. 6.4.5.2__________________________________

(соответствует/не соответствует)

Подпись лица, проводившего работы________________________________

Дата__

Примечание - Количество строк в таблице 1 указаны в качестве примера и могут отличаться при оформлении протокола

(рекомендуемое)

Форма представления результатов определения приведенной погрешности измерительного канала вязкости нефти

Модель преобразователя вязкости________________________________

Тип контроллера модели 7827_______________________________

Заводской номер, год выпуска____________________________________

Владелец, ИНН_______________________________________

Место проведения____________________________________

Условия проведения: температура_____°C; влажность_____%; давление_____кПа.

Таблица 1 - Исходные данные

Таблица 2 - Результаты измерений

- Для поддиапазона до 10 сПз (10 мПа с) включительно указывается абсолютная погрешность Для поддиапазона свыше 10 сПз (10 мПа с) указывается приведенная погрешность

Приведенная погрешность измерительного канала вязкости нефти в соответствии с п. 6.4.5.3__________________________________

(соответствует/не соответствует)

Подпись лица, проводившего работы________________________________

Дата_______________________

(рекомендуемое)

Форма представления результатов определения относительной погрешности измерительного канала объемного расхода нефти с резервным и рабочими ТПР

Место проведения: _____________________________________________________

ТПР : Тип________ Зав. № __________ Линия №___________

ТПУ: Тип________ Зав. № __________

ИВК: Тип________ Зав. № __________

Измеряемая среда____________ Вязкость, мм²/с, ________

Таблица - Исходные данные

Таблица 2 - Результаты измерений и вычислений

Окончание таблицы 2

Таблица 3 - Результаты вычислений в точках рабочего диапазона

Таблица 4 - Результаты вычислений в рабочем диапазоне

Относительная погрешность измерительного канала объемного расхода нефти в соответствии с п. 6.4.5.4_____________________________

(соответствует/не соответствует)

Подпись лица, проводившего работы________________________________

Дата__

(продолжение) Форма представления результатов определения относительной погрешности измерительного канала объемного расхода нефти с контрольно-резервным ТПР, применяемым в качестве контрольного

Место проведения: _____________________________________________________

ПР : Тип________ Зав. № __________ Линия №___________

ПУ: Тип________ Зав. № __________

ИВК: Тип________ Зав. № __________

Измеряемая среда____________ Вязкость, мм²/с, ________

Таблица 5 - Исходные данные

Таблица 6 - Результаты измерений и вычислений

Окончание таблицы 6

Таблица 7 - Результаты вычислений в точках рабочего диапазона

Относительная погрешность измерительного канала объемного расхода нефти

с контрольно-резервным ТПР, применяемым в качестве контрольного, в соответствии с п. 6.4.5.4_____________________________________

(соответствует/не соответствует)

Подпись лица, проводившего работы________________________________

Дата__

20