Откройте актуальную версию документа прямо сейчас
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
Приложение Г
(обязательное)
Методика измерений массы нефти и нефтепродуктов прямым методом статических измерений
Г.1 Требования к погрешности измерений
Г.1.1 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов составляет:
а) 0,40 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн с остановкой;
б) 1,0 % 1) при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них с общей массой брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массой нефтепродуктов не более 1000 т 2);
в) 2,5 % 1) при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них с общей массой брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массой нефтепродуктов 1000 т и более 2).
------------------------------
1)В Республике Беларусь вместо значений " 1,0" и " 2,5" применяется " 0,50".
2)В Республике Беларусь диапазон измерений применяется без ограничений.
------------------------------
Г.1.2 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) составляет:
а) 0,50 % - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн с остановкой;
б) 1,1 % 3) - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них с общей массой брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массой нефтепродуктов не более 1000 т 2);
в) 2,6 % 3) - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них с общей массой брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массой нефтепродуктов 1000 т и более 2).
------------------------------
2)В Республике Беларусь диапазон измерений применяется без ограничений.
3)В Республике Беларусь вместо значений " 1,1" и " 2,6" применяется " 0,60".
------------------------------
Г.2 Требования к средствам измерений и техническим устройствам
Г.2.1 Для выполнения измерений применяют:
а) весы для статического взвешивания класса точности не хуже "средний III" по ГОСТ OIML R 76-1 или весы для взвешивания транспортных средств в движении не хуже класса точности 1 по ГОСТ 8.647;
б) автоматизированные СИ плотности (лабораторные, переносные) с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерения плотности 0,5 кг/м3;
в) преобразователи температуры (в том числе входящие в состав переносных автоматизированных СИ плотности) с пределами допускаемой абсолютной погрешности 0,3 °С.
Г.2.2 Для выполнения измерений допускается применять:
а) ареометры по ГОСТ ISO 3675, или ареометры типа АНТ-1 или АН по ГОСТ 18481 с ценой деления 0,5 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности 0,5 кг/м3, или СИ плотности по методикам измерений;
б) термометры с пределами допускаемой абсолютной погрешности 0,2 °С с ценой деления 0,1 °С.
Г.2.3 СИ и технические устройства, используемые в испытательной лаборатории для измерений:
а) массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), - по ГОСТ 2477;
б) массовой доли механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах), - по ГОСТ 6370;
в) массовой концентрации хлористых солей в нефти, - по ГОСТ 21534.
Г.2.4 При выполнении измерений применяют технические устройства:
а) переносные или стационарные пробоотборники по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873, ГОСТ 13196;
б) испытательное оборудование и материалы, используемые в испытательной лаборатории для определения плотности, - в соответствии с методиками измерений, ГОСТ 3900.
Г.2.5 Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.
Г.2.6 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов с применением указанных СИ должна соответствовать Г.1, при этом допускается применять иные СИ, технические устройства с характеристиками не хуже приведенных.
Г.3 Требования к квалификации персонала
Г.3.1 К выполнению измерений и/или обработке их результатов допускают персонал, отвечающий установленным квалификационным требованиям, с соответствующей группой допуска по электробезопасности, прошедший обучение по промышленной безопасности, пожарной безопасности, по безопасности труда и инструктаж по охране труда.
Г.3.2 К выполнению измерений и/или обработке их результатов допускают персонал, знающий свои обязанности, ознакомленный с эксплуатационной документацией на СИ и технические устройства, умеющий выполнять операции, предусмотренные настоящим стандартом.
Г.4 Требования безопасности
Г.4.1 При выполнении работ соблюдают требования охраны труда, промышленной и пожарной безопасности, взрывобезопасности.
Г.4.2 Охрану труда и безопасность обеспечивают в соответствии с действующим законодательством государств, на территории которых применяют настоящий стандарт.
Г.4.3 СИ, электрооборудование и технические устройства используют в соответствии с руководствами (инструкциями) по эксплуатации.
Г.4.4 Конструкция СИ, электрооборудования и технических устройств должна обеспечивать возможность удобного и безопасного выполнения операций с применением средств индивидуальной защиты.
Г.4.5 При возникновении неисправностей, аварийной разгерметизации оборудования работы прекращают. Возобновление работ допускается только после выявления и устранения причин их возникновения.
Г.5 Требования охраны окружающей среды
Безопасность окружающей среды обеспечивают отсутствием неконтролируемых утечек нефти/нефтепродуктов во время измерений.
Г.6 Требования к условиям измерений на объектах измерений
Г.6.1 Условия применения СИ, испытательного оборудования и технических устройств должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации и описании типа СИ.
Г.6.2 При выполнении измерений плотности нефти/нефтепродуктов в испытательной лаборатории соблюдают условия согласно методикам измерений, ГОСТ 3900.
Г.7 Подготовка к выполнению измерений
При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:
а) подготовка СИ к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией;
б) проверка целостности пломб и/или клейм СИ;
в) проверка выполнения требований к СИ и измерительным системам, приведенных в стандартах, технических регламентах, законах, нормативных правовых актах в области обеспечения единства измерений/законодательной метрологии государств, на территории которых проводят измерения;
г) проверка выполнения условий измерений согласно Г.6.
Г.8 Порядок выполнения измерений
Г.8.1 При измерениях массы нефти/нефтепродуктов прямым методом статических измерений в расцепленных цистернах с остановкой массу порожней цистерны и массу цистерны с нефтью/нефтепродуктами измеряют на весах.
Г.8.2 При измерениях массы нефти/нефтепродуктов прямым методом статических измерений при движении составов железнодорожных цистерн массу порожнего состава цистерн (без учета массы локомотива) и состава с нефтью/нефтепродуктами (без учета массы локомотива) измеряют с применением весов в движении.
Примечание - Исключение массы локомотива из результата измерений массы состава цистерн весами выполняется автоматически.
Г.8.3 При последовательном заполнении нескольких железнодорожных цистерн нефтью/нефтепродуктами из одного резервуара точечные пробы отбирают в соответствии с ГОСТ 2517, ГОСТ 31873 из каждой четвертой цистерны (но не менее чем из двух). При поступлении для взвешивания нескольких железнодорожных цистерн с нефтью/нефтепродуктами, сопровождаемых одним паспортом качества, точечные пробы отбирают в соответствии с ГОСТ 2517, ГОСТ 31873 из каждой четвертой цистерны (но не менее чем из двух). Объединенную пробу составляют смешением точечных проб пропорционально объемам нефти/нефтепродуктов в цистернах, из которых отобраны пробы. Температуру нефти/нефтепродуктов измеряют в каждой цистерне, из которой проведен отбор проб.
Г.8.4 Температуру нефти/нефтепродуктов в цистерне ti, °С, измеряют с применением преобразователей температуры переносных автоматизированных СИ уровня. С этой целью преобразователи температуры через горловину цистерны погружают на уровень, расположенный на высоте 0,33 диаметра цистерны от нижней внутренней образующей. Отсчет температуры проводят после выдержки преобразователей температуры на указанном уровне в течение времени, указанного в эксплуатационной документации на переносные автоматизированные СИ уровня.
Г.8.5 При отсутствии (отказе) переносных автоматизированных СИ плотности с функцией измерения температуры температуру нефти/нефтепродуктов в цистерне определяют по температуре точечной пробы, при этом температуру нефти/нефтепродуктов в цистерне принимают равной температуре точечной пробы. Температуру точечной пробы измеряют термометрами. Результат измерений округляют до ближайшего деления шкалы.
Г.8.6 Плотность нефти/нефтепродуктов измеряют переносными автоматизированными СИ плотности в соответствии с их руководством по эксплуатации. Измерение плотности нефти/нефтепродуктов проводят в точках отбора проб по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873. Плотность нефти/нефтепродуктов измеряют в каждой цистерне, из которой проведен отбор проб.
Г.8.7 Плотность нефти/нефтепродуктов в лаборатории измеряют с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности, ареометров или СИ плотности по методикам измерений по объединенной пробе нефти/нефтепродуктов.
Г.8.8 Массовую долю составляющих балласта в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в испытательной лаборатории измеряют с использованием проб, отбираемых в соответствии с ГОСТ 2517, ГОСТ 31873.
Г.8.9 Массовую долю воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) измеряют по ГОСТ 2477. Массовую долю механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) измеряют по ГОСТ 6370. Массовую концентрацию хлористых солей в нефти измеряют по ГОСТ 21534.
Примечание - Допускается проводить измерения массовой доли воды, механических примесей, массовой концентрации хлористых солей с применением автоматизированных СИ по методикам измерений.
Г.9 Обработка результатов измерений
Г.9.1 Обработку результатов измерений осуществляют с применением СОИ и программного обеспечения.
Примечание - Возможна обработка результатов измерений оператором вручную.
Г.9.2 При обработке результатов измерений плотность нефти/нефтепродуктов приводят по температуре к стандартным условиям или к условиям измерения массы по формулам, приведенным в настоящем стандарте.
Примечание - Допускается плотность нефти/нефтепродуктов приводить по температуре к стандартным условиям, к условиям измерения объема по таблицам пересчета (приведения) плотности по температуре к стандартным условиям и к условиям измерения объема, приведенным в документах по стандартизации, в том числе ANSI/ASTM D 1250 [1].
Г.9.3 Массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов m, т, в цистернах вычисляют по формуле
,
(Г.1)
где - масса груженой цистерны (состава), измеренная весами, кг;
- масса порожней цистерны (состава), кг;
- плотность нефти/нефтепродуктов, приведенная к плотности при температуре 15 °С или 20 °С, кг/м3;
- значение плотности материала гири при поверке весов, принимаемое равным 8000 кг/м3;
- плотность воздуха, кг/м3, вычисляемая по формуле
,
(Г.2)
где Р - давление воздуха, мм рт. ст.;
Т - температура воздуха, °С.
Г.9.4 Среднюю температуру нефти/нефтепродуктов в нескольких цистернах tcp, °С, вычисляют:
а) как среднее арифметическое суммы температур нефти/нефтепродуктов в каждой цистерне при измерениях с применением преобразователей температуры, погружаемых в цистерны;
б) среднее взвешенное температур отобранных точечных проб по формуле
,
(Г.3)
где - температура нефти/нефтепродуктов в i-й цистерне, °С;
- объем нефти/нефтепродуктов в i-й цистерне, м3, определяемый по градуировочным/калибровочным таблицам (для железнодорожных цистерн), маркировочным табличкам и свидетельствам о поверке (для автомобильных цистерн, прицепов-цистерн, полуприцепов-цистерн);
i - порядковый номер цистерны;
s - число цистерн в составе.
Г.9.5 Плотность нефти/нефтепродуктов, измеренную с применением переносных автоматизированных СИ плотности, или лабораторных автоматизированных СИ плотности, или ареометров в лаборатории в объединенной пробе, приведенную к стандартным условиям при температуре 15 °С, , кг/м3, вычисляют по формуле
,
(Г.4)
где - плотность нефти/нефтепродуктов, принимаемая равной плотности при измерении с применением:
а) переносных автоматизированных СИ плотности в цистернах , кг/м3;
б) лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров в лаборатории , кг/м3;
- поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов на их объем, определяемый аналогично поправочному коэффициенту CTL по формуле
,
(Г.5)
где - коэффициент, учитывающий стандартные условия по температуре, равный 15 °С или 20 °С в зависимости от исходных данных;
- температура нефти/нефтепродуктов, °С;
- коэффициент объемного расширения рабочей среды, °С-1, вычисляемый:
а) при температуре 15 °С по формуле
,
(Г.6)
где , , - коэффициенты, значения которых приведены в таблице Г.1;
- плотность нефти/нефтепродуктов, вычисленная по Г.9.6.
Таблица Г.1 - Значения коэффициентов K0, K1, K2
Рабочая среда |
, кг/м3 |
K0 |
K1 |
K2 |
Нефть |
От 611,2 до 1163,8 |
613,9723 |
0,0000 |
0,0000 |
Бензины |
От 611,2 до 770,9 |
346,4228 |
0,43884 |
0,0000 |
Топлива, занимающие по плотности промежуточное место между бензинами и керосинами |
От 770,9 до 788,0 |
2690,7440 |
0,00000 |
- 0,0033762 |
Топлива и керосины для реактивных двигателей, авиационное реактивное топливо ДЖЕТ А-1 по ГОСТ 32595 |
От 788,0 до 838,7 |
594,5418 |
0,0000 |
0,0000 |
Дизельные топлива, мазуты, печные топлива |
От 838,7 до 1163,9 |
186,9696 |
0,4862 |
0,0000 |
Примечания 1 Нефтепродукты разделены на группы, имеющие внутри подгруппы, в указанном в таблице диапазоне плотности, аналогичные характеристики зависимости между коэффициентом объемного расширения и плотностью нефтепродукта . Наименование групп носит условный характер. 2 Рекомендуется при расчетах плотности нефтепродуктов, выпускаемых отечественными производителями, применять значения коэффициентов K0, K1, K2, уточненные по результатам экспериментальных и теоретических работ и утвержденные в установленном порядке. 3 Если значение плотности нефтепродукта попадает в диапазон плотности, соответствующей другой группе нефтепродуктов, то при расчете плотности конкретного нефтепродукта в связи с условным наименованием групп следует применять значения коэффициентов K0, K1, K2, той подгруппы нефтепродуктов, которой соответствует его плотность . Так, например, бензин с плотностью более 770,9 кг/м3 следует относить к подгруппе "топлива, занимающие по плотности промежуточное место между бензинами и керосинами" и расчет плотности проводить по коэффициентам, соответствующим данной подгруппе. |
б) при температуре 20 °С по формуле
,
(Г.7)
где - плотность нефти/нефтепродуктов, приведенная к стандартным условиям при температуре 20 °С, вычисляемая по формуле
,
(Г.8)
K - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый для ареометров, градуированных при температуре:
а) 15 °С, по формуле
;
(Г.9)
б) 20 °С, по формуле
.
(Г.10)
При измерении плотности с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров K принимают равным единице.
Г.9.6 Значения поправочных коэффициентов и плотности вычисляют методом последовательных приближений для каждого измерения следующим образом:
а) вычисляют значение коэффициента объемного расширения нефти/нефтепродуктов при температуре 15 °С , °С-1, аналогично значению коэффициента объемного расширения нефти/нефтепродуктов при температуре 15 °С , °С-1, по формуле (Г.6), принимая плотность нефти/нефтепродуктов , кг/м3, равной измеренной плотности , кг/м3;
б) вычисляют значение поправочного коэффициента аналогично значению поправочного коэффициента CTL по формуле (Г.5), принимая температуру нефти/нефтепродуктов при измерении ее объема tV, °С, равной температуре нефти/нефтепродуктов при измерении плотности, °С, коэффициент объемного расширения нефти/нефтепродуктов при температуре 15 °С , °С-1, равным коэффициенту объемного расширения нефти/нефтепродуктов при температуре 15 °С , °С-1;
в) вычисляют значение плотности аналогично значению плотности по формуле (Г.4), принимая поправочный коэффициент равным поправочным коэффициентам соответственно;
г) проверяют выполнение условия
,
(Г.11)
где k и - порядковые номера вычислений значений плотности ;
д) при невыполнении условия (Г.11) повторяют операции по перечислениям а) - в);
е) при выполнении условия (Г.11) вычисления прекращают.
Г.9.7 Массу нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) mн, т, вычисляют по формуле
,
(Г.12)
где m - масса брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов), т, вычисляемая по формуле (Г.1);
- масса балласта, т, вычисляемая по формуле
,
(Г.13)
где - массовая доля воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), измеренная по ГОСТ 2477, %;
- массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по формуле
,
(Г.14)
где - массовая концентрация хлористых солей, измеренная по ГОСТ 21534, мг/дм3;
- плотность нефти/нефтепродуктов при условиях измерения объема, принимаемая равной плотности нефти/нефтепродуктов, измеренной с применением переносных автоматизированных СИ плотности в цистернах , кг/м3 или при приведении плотности, измеренной в лаборатории, к условиям измерений объема нефти/нефтепродуктов, вычисляемая по формуле
,
(Г.15)
где - массовая доля механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах), измеренная по ГОСТ 6370, %.
При вычислении массы балласта нефтепродуктов (мазутов) по формуле (Г.13) массовую долю хлористых солей в нефти Wx.c принимают равной 0.
Г.9.8 Допускается применять значения массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) Wм.в, %, массовой доли хлористых солей в нефти Wx.c, %, массовой доли механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) Wм.п, %, которые ранее были измерены в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, из которых заполнена цистерна.
Г.9.9 Массу нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) в составе цистерн вычисляют суммированием масс нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) в каждой цистерне. Результат вычисления приводят в тоннах с округлением до целого числа.
Г.10 Оформление результатов измерений
Оформление результатов измерений осуществляют с применением СОИ и/или программного обеспечения.
Примечание - Возможно оформление результатов измерений оператором вручную.
Г.11 Определение погрешности результатов измерений 1)
------------------------------
1)Погрешность результатов измерений определяют только при аттестации методики измерений.
------------------------------
Г.11.1 Определение погрешности измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов в железнодорожных цистернах на весах с остановкой
Г.11.1.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов взвешиванием расцепленных груженых и порожних железнодорожных цистерн с остановкой вычисляют по формуле
,
(Г.16)
где - пределы допускаемой абсолютной погрешности весов при измерении массы груженой железнодорожной цистерны с остановкой, т;
- пределы допускаемой абсолютной погрешности весов при измерении массы порожней железнодорожной цистерны с остановкой, т.
Примечание - Для измерений массы одних и тех же груженых и порожних цистерн рекомендуется применять одни весы.
Г.11.1.2 Рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов не должны превышать значений, приведенных в Г.1.
Г.11.2 Определение погрешности измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов в железнодорожных цистернах на весах в движении
Г.11.2.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов взвешиванием без расцепки груженых и порожних железнодорожных цистерн в составе в движении вычисляют по формуле
,
(Г.17)
где - пределы допускаемой абсолютной погрешности весов при измерении массы груженой железнодорожной цистерны в составе в движении, т;
- пределы допускаемой абсолютной погрешности весов при измерении массы порожней железнодорожной цистерны в составе в движении, т.
Примечание - Для измерений массы одних и тех же груженых и порожних цистерн рекомендуется применять одни весы.
Г.11.2.2 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов взвешиванием груженого состава и порожнего состава без расцепки вычисляют по формуле
,
(Г.18)
где - пределы допускаемой погрешности весов при измерении массы состава в груженом состоянии, %;
- масса состава в груженом состоянии, т;
- пределы допускаемой погрешности весов при измерении массы состава в порожнем состоянии, %;
- масса состава в порожнем состоянии, т.
Г.11.2.3 Рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов не должны превышать значений, приведенных в Г.1.
Г.11.3 Определение погрешности измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов в автомобильных цистернах, прицепах-цистернах, полуприцепах-цистернах на весах с остановкой и в движении
Г.11.3.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов взвешиванием расцепленных груженых и порожних автомобильных цистерн, прицеп-цистерн, полуприцеп-цистерн с остановкой и в движении вычисляют по формуле
,
(Г.19)
где - абсолютная погрешность весов при измерении массы груженых автомобильных цистерн, прицеп-цистерн, полуприцеп-цистерн с остановкой, т;
- абсолютная погрешность весов при измерении массы порожних груженых автомобильных цистерн, прицеп-цистерн, полуприцеп-цистерн с остановкой, т.
Примечание - Для измерений массы одних и тех же груженых и порожних цистерн рекомендуется применять одни весы.
Г.11.3.2 Рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов не должны превышать значений, приведенных в Г.1.
Г.11.4 Определение погрешности измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов)
Г.11.4.1 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) , %, вычисляют по формуле
,
(Г.20)
где - допускаемая относительная погрешность измерений массы нефти с применением весов, %;
- абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), %, вычисляемая по формуле
,
(Г.21)
где - воспроизводимость метода измерений массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в соответствии с ГОСТ 2477, %;
- сходимость метода измерений массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в соответствии с ГОСТ 2477, %;
- абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах), %, вычисляемая по формуле
,
(Г.22)
где - воспроизводимость метода измерений массовой доли механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в соответствии с ГОСТ 6370, %;
- сходимость метода измерений массовой доли механических примесей в нефти в соответствии с ГОСТ 6370, %;
- абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле
,
(Г.23)
где - воспроизводимость метода измерений массовой доли хлористых солей в нефти в соответствии с ГОСТ 21534;
- сходимость метода измерений массовой доли хлористых солей в нефти в соответствии с ГОСТ 21534.
При вычислении относительной погрешности измерений массы нетто нефтепродуктов (мазутов) по формуле (Г.20) массовую долю хлористых солей в нефти Wx.c и абсолютную погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти с принимаются равной 0.
Г.11.4.2 Рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) не должны превышать значений, приведенных в Г.1.
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.