Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Екатериновская АО «Самаранефтегаз»» (MП 16-1045-03-2020)
Инструкция
Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Екатериновская АО «Самаранефтегаз»
Методика поверки
МП 16-1045-03-2020
Самара
2020
РАЗРАБОТАНА
ИСПОЛНИТЕЛИ
УТВЕРЖДЕНА
ООО ИК «СИБИНТЕК»
Репин Ю.Е.
ООО ИК «СИБИНТЕК»
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 нефти сырой (СИКНС) УПСВ Екатериновская АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС), зав № 663, предназначенную для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.
Интервал между поверками - один год.
1 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ
|
Наименование операции1 |
Номер пункта поверки |
Проведение операции при | |
|
Первичной поверке |
Периодической поверке | ||
|
Проверка комплектности технической документации |
6.1 |
да |
да |
|
Внешний осмотр |
6.2 |
да |
да |
|
Подтверждение соответствия программного обеспечения |
6.3 |
да |
да |
|
Опробование |
6.4 |
да |
да |
|
Определение метрологических характеристик |
6.5 |
да |
да |
-
2.1 При поверке применяются средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС
-
2.2 Допускается применение других средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик (далее - MX) поверяемых СИ с требуемой точностью.
При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:
-
- руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также другими действующими нормативными документами (далее - НД);
-
- 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 соблюдают условия2 в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав СИКНС.
-
4.2 Характеристики измеряемой среды при проведении поверки на месте эксплуатации должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.
Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества сырой нефти, находящейся в измерительных линиях (далее - ИЛ).
СИКНС
Таблица 1 -
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч |
от 15 до 200 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти нормируется в соответствии с документом: «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Екатериновская АО «Самаранефтегаз» прямым методом динамических измерений» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2020.37853) | |
Таблица 2 - Основные технические
СИКНСи
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Температура окружающего воздуха, °C: |
от -40 до +50 |
|
Параметры электрического питания:
|
(380±38)/(220±22) 50±1 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
|
Измеряемая среда со следующими параметрами:
-температура измеряемой среды, °C
|
сырая нефть от 0,5 до 6,0 от 0 до +40 от 20,0 до 300,0 от 850,20 до 970,70 от 0 до 95 от 300 до 60 000 от 0,01 до 0,20 от 1,0 до 15,0 не допускается |
4.3 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.
5 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕПри подготовке к поверке выполняют следующие работы:
-
- проверка выполнения условий пункта 2, пункта 3, пункта 4 настоящей инструкции;
-
- подготовка к работе СИКНС и средств поверки согласно их эксплуатационных документов;
проверка герметичности соединений
давлением.
СТРАНИЦА 5 ИЗ 13 и узлов гидравлической системы рабочим
-
6.1 Проверка комплектности технической документации
Проверяют наличие эксплуатационной входящие в состав СИКНС.
-
6.2 Внешний осмотр
При внешнем осмотре устанавливают соответствие СИКНС следующим требованиям:
-
- комплектность соответствует указанной в технической документации;
-
- отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;
-
- надписи и обозначения на средствах из соответствуют требованиям технической докум<
документации на СИКНС, а также на СИ,
(мерений, входящих в состав СИКНС четкие и [ентации.
6.3 Проверка идентификации и защиты программного обеспечения СИКНС.
6.3.1 Проверка идентификационных данных программного обеспечения (далее - ПО)
автоматизированного рабочего места - «Rate АРМ оператора УНН» (далее - АРМ) оператора осуществляется в соответствии с руководством
-
6.3.1.1 Вверху основной мнемосхемы нажать кнопку «Версия...». Появится окно «О «Получить данные по библиотеке», после че данные метрологически значимой части ПО AP I
Полученные идентификационные данные ПО АРМ оператора заносят в протокол по форме приложения 1.
6.3.2 Проверка идентификационных вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOP1JS-L») (далее - ИВК) осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации.
-
6.3.2.1 В экранной форме основного меню выбрать с помощью кнопок перемещения пункт «СИСТ. ПАРАМЕТРЫ» и нажать кнопку «Enter» (в виде изогнутой стрелочки); в появившемся подменю выбрать с помощью «СВЕДЕНИЯ о ПО» и нажать кнопку «Eiter», после чего на экране в виде текста отобразятся идентификационные данные метре логически значимой части ПО ИВК.
Полученные идентификационные данные ПО ИВК заносят в протокол по форме приложения 1.
пользователя.
(на мониторе АРМ оператора) необходимо программе», в котором нужно нажать кнопку ?го в окне отобразятся идентификационные М оператора.
данных ПО комплекса измерительно-
кнопок перемещения подпункт
6.3.3 Результат подтверждения соответствия ПО считается положительным, если СИКНС (идентификационное наименование
полученные идентификационные данные ПО
ПО, номер версии (идентификационный номер ПО) и цифровой идентификатор ПО) соответствуют идентификационным данным, результаты поверки признают отрицательными.
указанным таблице 3, в противном случае
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
П |
Э «АРМ оператора» |
ПО ИВК | |
|
Идентификационное наименование ПО |
В |
.ate АРМ оператора УУН |
Formula.o |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.1.1 |
3.14 | |
|
Цифровой идентификатор ПО |
- |
- | |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | |||
6.4 Опробование
6.4.1
Проверяют действие и взаимодействие
компонентов СИКНС в соответствии с
технологической инструкции на СИКНС, возможность получения отчета.
-
6.4.2 Проверяют герметичность гидравлической части СИКНС.
-
6.4.3 На элементах и компонентах СИКНС не должно быть следов протечек сырой
нефти.
6.5 Определение метрологических характеристик
-
6.5.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКНС, проводят поэлементным
способом в соответствии с НД, приведенными в. таблице 4
|
Таблица 4 - СИ и методики их поверки | ||
|
Наименование СИ |
Нормативные документы | |
|
Счетчик-расходомер массовый «ЭМИС-МАСС 260» (ФИФОЕИ№ 42953-15) |
ЭМ-260.00С расходомер поверки» с 30.05.2019 МИ 3272-21 эксплуатащ турбинным преобразов; МИ3151-2( расхода. N трубопорпп поточным л МИ3313-2( Методика расходомер |
1.000.000.01 МП «Инструкция. Счетчики-ы массовые «ЭМИС-МАСС 260». Методика изменением № 2, утв. ЗАО КИП «МЦЭ» )10 «ГСИ. Методика поверки на месте \и компакт-прувером в комплекте с преобразователем расхода и поточным 1телем плотности» 08 «ГСИ. Преобразователи массового Методика поверки на месте эксплуатации ювой поверочной установкой в комплекте с реобразователем плотности» ill «ГСИ. Счетчики расходомеры массовые, товерки с помощью эталонного счетчика-а массового» |
|
Преобразователи давления измерительный SITRANS Р типа 7MF модель DSIII (ФИФОЕИ № 45743-10) |
МП 45 измеритель DSIII РА, j Compact, утверждена |
743-10 «Преобразователи давления ные Sitrans Р типа 7MF (модификации DSIII, DSIII РР, РЗОО, Р300РА, P300FF, Z, ZD, vlPS, Р250, Р280). Методика поверки», ФГУП «ВНИИМС» 2010 |
|
Преобразователь давления AUTROL, модель АРТ3200 (ФИФОЕИ №37667-13) |
МИ 1997-; давления и: |
39 «Рекомендация ГСИ. Преобразователи мерительные. Методика поверки» |
|
Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом УТС (ФИФОЕИ №47757-11) |
МП 47757-эксплуатац: ФГУП «ВН |
1, приведен в разделах 14,15 Руководства по ш ДСВ 030-10 РЭ, утверждена ГЦИ СИ ИИМС» 12.05.2011 |
|
Расходомер жидкости турбинный типа PTF, модель PTF-50 (ФИФОЕИ № 11735-06) |
«ГСИ. Расх PNF. Метод «ВНИИМС «Расходоме Рабочие эте СИ ФГУП < «Расходоме Инструкция |
одомеры жидкости турбинные типов PTF и щка поверки», утверждена. ГЦИ СИ ФГУП » 2004 ры жидкости турбинные типов PTF и PNF. щоны. Методика поверки», утверждена ГЦИ (ВНИИМС» 2004 ры жидкости турбинные типов PTF и PNF. по поверке», согласована с ФГУП |
|
Наименование СИ |
Нормативные документы |
|
«ВНИИР» 1992 | |
|
Влагомер сырой нефти ВСН-2, модель ВСН-2-50-100-01 (ФИФОЕИ № 24604-12) |
«Инструкция. ГСИ. Влагомеры сырой нефти ВСН-2. Методика поверки. МП 0016-2-2012», утверждена ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 15.10.2012 |
|
Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (ФИФОЕИ № № 43239-09) |
«ГСИ. Инструкция. Комплекс измерительно вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»). Методика поверки», утверждена ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 18.12.2009 |
6.5.2 Показывающие СИ давления и температуры сырой нефти утвержденных типов, поверяются в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных СИ.
-
6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти
При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти ЗМС, %, принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений счетчик-расходомера массового «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 сырой нефти не должны превышать ±0,25%.
-
6.5.4 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.
-
6.5.4.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти Мн, %, вычисляют в соответствии с ФР. 1.29.2020.37853 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Екатериновская АО «Самаранефтегаз» прямым методом динамических измерений» по формуле
5МН = ±1,1 •
где 5МС - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, значение которых принимают равными пределам допускаемой относительной погрешности измерений СРМ, %;
Д1УВ - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти, %;
WMB- - массовая доля воды в сырой нефти, %;
AWpr - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;
Wpr- массовая доля растворенного газа в сырой нефти, %;
AWXC - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;
Wxc- массовая доля хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %, определяемая в соответствии с ГОСТ 21534;
AWMn - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;
Wn- массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, определяемая в лаборатории по ГОСТ 6370.
-
6.5.4.2 Массовую долю воды в сырой нефти при измерении объемной доли воды, рассчитывают по формуле:
1ДГ _ Wqb'Pb
VVMB ~ Р >
”СН
где W0B - объемная доля воды в сырой нефти, %;
рр - плотность пластовой воды в рабочих условиях, кг/мЗ. Плотность пластовой воды в рабочих условиях вычисляют по формуле:
ПР _ „лаб .
Рв Рв CTLB(t„a6)
-
- плотность воды при условиях ее измерения в лаборатории, кг/м3; поправочные коэффициенты плотности от температуры, для
~ температуры tp и t4a6 соответственно;
-
- температура сырой нефти в ИЛ при измерении массы сырой нефти с применением СРМ, °C;
-
- температура в лаборатории, при которой проводится измерение плотности воды, °C.
где р£аб
CTLB(tp),
CTLB(tMg)
^лаб
Коэффициент СТLB(t)вычисляют по формуле:
CTLB(t) = 1 - (1,8562 ■ 1(Г4 + 1,2882 • 10-5 • В) • At --(4,1151 ■ 10~6 - 1,4464 ■ IO’7 • В) • At2 + +(7,1926 • 10~9 + 1,3085 • 10"10 • В) ■ At3
где
(3)
(4)
D рйа6-999,0
Ь ~ ---72---’
At = t - 15, Примечание - При проведении расчетов по формулам (3)-(6) за значение t принимают tp и tл^соответственно.
где
-
(5)
-
(6)
плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м3, определяют по формуле:
ор = пр ■ (1 - —) + ор •
Рен Рн 100; т Рв 100
плотность обезвоженной дегазированной нефти в рабочих условиях, кг/м3, вычисленная согласно таблицам Р 50.2.076.
Массовую долю хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти Wxc, вычисляют по формуле:
где
Рен
(7)
Рн
%,
w — о 1 ■ —
VVXC лст>
Рн
где <рхс - концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3 (г/м3), определяют в лаборатории по ГОСТ 21534.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти AWMB,%, при применении влагомера поточного (далее - ВП), ВСН-Л-01 определяют по формуле:
(8)
AWmb = +^A (9)
где AW0B - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, принимаемые равными пределам допускаемой абсолютной погрешности ВП или ВСН-Л-01, %.
При измерении объемной доли воды сырой нефти в лаборатории по ФР. 1.29.2016.25448 или ФР.1.31.2014.17851, пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти AWMB,% определяют по формуле:
AW ^,,л-рГ
AW«b - рСгЛ. W.V Sa6JV.’
HH \ 100/ ИВ 100 где AWBJI - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения объемной доли воды в сырой нефти в лаборатории по ФР. 1.29.2016.25448 или по ФР.1.31.2014.17851, %.
При измерении объемной доли воды в лаборатории по ФР.1.31.2014.17851, AWM, %, определяют по формуле:
(Ю)
ДО «Л (Ц)
вл 100
пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, принимаемые равными пределам допускаемой относительной погрешности измерений объемной воды в сырой нефти в лаборатории по ФР.1.31.2014.17851, %.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой растворенного газа AWpr, %, определяют по формуле:
AWpr = ±^-100,
Рн пределы абсолютной погрешности определения объемной
где 60в
ДОЛИ
ДОЛИ
где ДУрг
(12) доли
растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях по МИ 2575, %.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли хлористых солей ДУУХС,%, вычисляют по формуле:
AWxc = ±0,l-^, (13)
Рн
пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм4 (г/м4).
Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего параметра сырой нефти (массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей) абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле Д=±7К2^2'0,5, (14)
предел воспроизводимости методов определения параметров сырой нефти;
предел сходимости (повторяемости) методов определения показателей параметров сырой нефти.
где Д<рхс
где R4
Значения R и г приведены в ГОСТ 21534 и ГОСТ 6370 соответственно.
-
6.5.4.3 Результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто сырой нефти считают положительными, если рассчитанные пределы относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти не превышают следующих значений:
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 5 % ± 1,41 %;
св. 5 % до 10 % ± 1,48 %;
св. 10% до 20% ±1,65%;
св. 20 % до 50 % ± 2,55 %;
св. 50 % до 70 % ± 5,22 %;
св. 70 % до 85 % ± 15,57 %;
св. 85 % до 95% ± 46,67 %.
пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объёмной доли воды в испытательной (химико-аналитической) лаборатории по ФР. 1.29.2016.25448, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:
от 0,03 % до 5,0 %
± 1,26%;
± 1,32 %;
± 4,3 %;
св. 5,0 % до 10 %
св. 10 % до 20 %
св. 20 % до 40 % ± 5,71 ко
пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объёмной доли воды в испытательной (химико-аналитической) лаборатории по ФР. 1.31.2014.17851, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:
св. 40% до 50% ±38,8%;
св. 50 % до 70 % ± 72,5 %;
св. 70 % до 85 % ±176,18 %;
св. 85 % до 95 % ± 590,99 %.
пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти лабораторным, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:
от 0,1 % до 5 % ± 0,62 %;
св. 5 % до 10 % ± 0,63 %;
св. 10% до 20% ±0,94%;
св. 20% до 50% ±1,35%;
св. 50 % до 70 % ± 2,65 %;
св. 70 % до 85 % ± 6,25 %;
св. 85 % до 95 % ± 12,46 %.
-
6.5.4 СИКНС считают прошедшей поверку, если все СИ, входящие в её состав, имеют действующие свидетельства о поверке и результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти положительны.
-
7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС по форме приложения 1 Приказа Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» и протокол поверки.
-
7.2 Результаты поверки СИКНС оформляют протоколом поверки согласно приложению 1 к настоящей методике поверки. Протокол поверки является неотъемлемой частью свидетельства о поверке СИКНС.
-
7.3 При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
-
7.4 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Пломбировка СИКНС осуществляется с помощью свинцовой (пластмассовой) пломбы и проволоки, продетой через специальные отверстия в крышке электронного блока СРМ со стороны индикатора. Допускается использовать пломбировочную ленту, которая приклеивается на корпус электронного преобразователя СРМ и на крышку электронного преобразователя СРМ со стороны индикатора
Приложение 1(рекомендуемое) Протокол №______
поверки системы измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Екатериновская 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:
-
- относительная влажность окружающего воздуха, %:
-
- атмосферное давление, кПа:
Поверочная среда:
Основные средства поверки:
Результаты поверки:
-
1. Проверка комплектности технической документации (п. 6.1 МП) (соответсвует/несоответствует):_________________
-
2. Внешний осмотр (п.6.2 МП)
Результаты внешнего осмотра СИКНС (соответствует/не соответствует):________________
-
3. Подтверждение идентификации и защиты программного обеспечения (ПО) СИКНС (п. 6.3 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. Опробование (п. 6.4 МП) (соответствует/не соответствует)_________________
-
5. Определение метрологических характеристик (MX) СИКНС (п. 6.5)
-
5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС (п. 6.5.1 МП)
|
Средство измерений |
Регистрационный № |
Заводской номер |
Номер свидетельства о поверке |
Результаты (соответствует/не соответствует)
5.2 Определение метрологических характеристик СИКНС (п. 6.5.2 МП)
Относительная погрешность измерения массы сырой нефти СРМ, установленного на рабочей линии, не превышает:________
Относительная погрешность измерения массы сырой нефти СРМ, установленного на контрольно-резервной линии, не превышает:________
Результаты (соответствует/не соответствует)_________________
-
5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти (п. 6.5.3 МП)
Результаты (соответствует/не соответствует)_________________
Заключение: система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Екатериновская АО «Самаранефтегаз» признана (годной/не годной)________к дальнейшей эксплуатации.
Должность лица, проводившего поверку:__
ДОЛЖНОСТЬ подпись
Дата поверки: «___»____________20____
при получении отрицательных результатов поверки по какому-либо пункту методики поверки поверку СИКНС прекращают
при соблюдении условий поверки СИКНС влияющие факторы отсутствуют
воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г