Приложение В (обязательное). Методика измерений массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом статических измерений

Приложение В
(обязательное)

Методика измерений массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом статических измерений

В.1 Требования к погрешности измерений

В.1.1 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов составляет:

а)  0,65 % - при массе брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов), массе нефтепродуктов не более 200 ¹⁾ т;

б)  0,50 % - при массе брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов), массе нефтепродуктов 200 ¹⁾ т и более.

В.1.2 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) составляет:

а)  0,75 % - при массе брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) не более 200 ¹⁾ т;

б)  0,60 % - при массе брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) 200 ¹⁾ т и более.

------------------------------

¹⁾_{В Республике Беларусь вместо значения "200" применяется "120".}

------------------------------

В.2 Требования к средствам измерений и техническим устройствам

В.2.1 Для выполнения измерений применяют:

а) измерительные системы, предназначенные для измерений уровня нефти, нефтепродуктов, воды и температуры с пределами:

- допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня  3 ²⁾ мм,

------------------------------

²⁾_{В Республике Беларусь вместо значения "3" в соответствии с СТБ 1624-2013 "Уровнемеры автоматические для измерения уровня жидкости в стационарных резервуарах-хранилищах. Общие требования и методы испытаний" применяется "4".}

------------------------------

- допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры  0,5 °С,

- допускаемой относительной погрешности обработки результатов измерений 0,05 %;

б) автоматизированные СИ плотности (лабораторные, переносные) с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности  0,5 кг/м³.

Примечание - При применении измерительных систем допускается определять плотность косвенным методом по результатам измерений уровня, давления в газовом пространстве и гидростатического давления столба нефти, нефтепродуктов с применением преобразователей давления. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений средней плотности нефти/нефтепродуктов составляют  1 кг/м³.

В.2.2 Для выполнения измерений допускается применять:

а) преобразователи температуры [в том числе входящие в состав автоматизированных СИ уровня (стационарных или переносных) или переносных автоматизированных СИ плотности] с пределами допускаемой абсолютной погрешности  0,5 °С или термометры с пределами допускаемой абсолютной погрешности  0,2 °С с ценой деления 0,1 °С;

б) автоматизированные СИ уровня (стационарные или переносные) с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня  3 ²⁾ мм или измерительные рулетки с грузом (лотом) 3-го класса точности по ГОСТ 7502 с ценой деления 1 мм или метроштоки по ГОСТ 8.247 с ценой деления 1 мм;

------------------------------

²⁾_{В Республике Беларусь вместо значения "3" в соответствии с СТБ 1624-2013 "Уровнемеры автоматические для измерения уровня жидкости в стационарных резервуарах-хранилищах. Общие требования и методы испытаний" применяется "4".}

------------------------------

в) 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.

В.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.

В.2.4 При выполнении измерений применяют технические устройства:

а) переносные или стационарные пробоотборники по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873, ГОСТ 13196;

б) водочувствительные пасты или ленты для определения уровня подтоварной воды;

в) бензочувствительные пасты для определения уровня нефтепродукта;

г) испытательное оборудование и материалы, используемые в испытательной лаборатории для определения плотности, в соответствии с методиками измерений, ГОСТ 3900;

д) резервуары, резервуары (танки) речных и морских судов, цистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны.

В.2.5 Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.

В.2.6 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов с применением указанных СИ должна соответствовать В.1, при этом допускается применять иные СИ, технические устройства с характеристиками не хуже приведенных.

В.3 Требования к квалификации персонала

В.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.

В.3.2 К выполнению измерений и/или обработке их результатов допускают персонал, знающий свои обязанности, ознакомленный с эксплуатационной документацией на СИ и техническим устройства, умеющий выполнять операции, предусмотренные настоящим стандартом.

В.4 Требования безопасности

В.4.1 При выполнении работ соблюдают требования охраны труда, промышленной и пожарной безопасности, взрывобезопасности.

В.4.2 Охрану труда и безопасность обеспечивают в соответствии с действующим законодательством государств, на территории которых применяют настоящий стандарт.

В.4.3 СИ, электрооборудование и технические устройства используют в соответствии с руководствами (инструкциями) по эксплуатации.

В.4.4 Конструкция СИ, электрооборудования и технических устройств должна обеспечивать возможность удобного и безопасного выполнения операций с применением средств индивидуальной защиты.

В.4.5 При возникновении неисправностей, аварийной разгерметизации оборудования работы прекращают. Возобновление работ допускается только после выявления и устранения причин их возникновения.

В.5 Требования охраны окружающей среды

Безопасность окружающей среды обеспечивают отсутствием неконтролируемых утечек нефти/нефтепродуктов во время измерений.

В.6 Требования к условиям измерений на объектах измерений

В.6.1 Условия применения СИ, испытательного оборудования и технических устройств должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации и описании типа СИ.

В.6.2 Выполнение измерений плотности нефти/нефтепродукта в испытательной лаборатории проводят в соответствии с требованиями методик измерений, ГОСТ 3900.

В.7 Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:

а) обеспечивают отстой нефти/нефтепродуктов после заполнения:

- для резервуаров продолжительностью не менее 2 ч;

- резервуаров (танков) речных и морских судов, цистерн не менее 10 мин;

б) проводят подготовку СИ к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией;

в) проверяют целостность пломб и/или клейм СИ;

г) проверяют выполнение требований к СИ и измерительным системам, приведенным в стандартах, технических регламентах, законах, нормативных правовых актах в области обеспечения единства измерений/законодательной метрологии государств, на территории которых проводят измерения;

д) проверяют наличие градуировочных/калибровочных таблиц [для резервуаров и резервуаров (танков) речных и морских судов, железнодорожных цистерн], маркировочных табличек и свидетельств о поверке (для автомобильных цистерн, прицепов-цистерн, полуприцепов-цистерн);

е) проверяют выполнение условий измерений согласно В.6.

В.8 Порядок выполнения измерений

В.8.1 Общие требования

При измерении массы нефти/нефтепродуктов выполняют следующие операции:

а) проверка базовой высоты [для резервуаров и резервуаров (танков) речных и морских судов];

б) измерение уровня нефти/нефтепродуктов;

в) измерение уровня подтоварной воды;

г) определение вместимости по градуировочным/калибровочным таблицам [для резервуаров и резервуаров (танков) речных и морских судов, железнодорожных цистерн] или по маркировочным табличкам и свидетельствам о поверке (для автомобильных цистерн, прицепов-цистерн, полуприцепов-цистерн);

д) отбор проб нефти/нефтепродуктов;

е) измерение температуры и плотности нефти/нефтепродуктов;

ж) измерение массовой доли составляющих балласта нефти/нефтепродуктов (мазутов).

В.8.2 Проверка базовой высоты

В.8.2.1 Проверку базовой высоты проводят для резервуаров и резервуаров (танков) речных и морских судов.

В.8.2.2 При применении измерительных систем, автоматизированных СИ уровня периодичность проверки базовой высоты устанавливают в стандартах организаций.

В.8.2.3 Допускается совмещать проверку базовой высоты с измерением уровня нефти/нефтепродуктов.

В.8.2.4 Ленту рулеток и метроштоки до и после измерений протирают ветошью насухо.

В.8.2.5 Базовую высоту проверяют перед каждым измерением уровня.

В.8.2.6 Базовую высоту измеряют измерительными рулетками с грузом (лотом), метроштоками.

В.8.2.7 Измерения базовой высоты проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений принимают их среднее арифметическое значение. Если полученное расхождение составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и вычисляют среднее арифметическое значение из трех наиболее близких измерений.

В.8.2.8 Измеренное значение базовой высоты Н_изм сравнивают со значением базовой высоты Н_б по градуировочным/калибровочным таблицам.

В.8.2.9 Если базовая высота Н_б отличается от измеренного значения базовой высоты Н_изм не более чем на 0,1 %, то проводят измерения и вычисление массы нефти/нефтепродуктов.

В.8.2.10 Если базовая высота Н_б отличается от измеренного значения базовой высоты Н_изм более чем на 0,1 %, выясняют причину изменения базовой высоты, устраняют ее и проводят измерения заново. При повторении отрицательных результатов проводят повторную градуировку. До получения результатов повторной градуировки допускается проводить измерение уровня нефти/нефтепродуктов по высоте пустоты резервуаров и резервуаров (танков) речных и морских судов.

В.8.3 Измерение уровня нефти и нефтепродуктов

В.8.3.1 Уровень нефти/нефтепродуктов измеряют с применением измерительных систем.

В.8.3.2 Допускается применять автоматизированные СИ уровня (стационарные или переносные) в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судах, железнодорожных цистернах, измерительные рулетки с грузом (лотом), метроштоки для измерения уровня нефти/нефтепродуктов Н. Показания считывают с точностью до 1 мм.

В.8.3.3 Измерительную ленту рулеток с грузом (лотом) следует опускать плавно, не допуская волн на поверхности нефти/нефтепродуктов и ударов о днище или опорную плиту (при наличии). Лента рулетки должна находиться все время в натянутом состоянии. Измерения проводят при установившемся уровне нефти/нефтепродуктов. Поднимают ленту рулеток строго вертикально, не допуская смещения в сторону, для того чтобы избежать искажения линии смачивания на измерительной ленте.

В.8.3.4 Метроштоки следует опускать плавно, не допуская волн на поверхности нефти/нефтепродуктов и ударов о днище или опорную плиту (при наличии). Поднимать метроштоки следует плавно и быстро, не допуская их смещения в сторону для исключения искажения линии смачивания. Считывание показаний должно быть произведено таким образом, чтобы линия смачивания находилась на уровне глаз.

В.8.3.5 При измерении уровня нефти/нефтепродуктов рекомендуется наносить на измерительную ленту рулеток или метроштоков водочувствительную (бензочувствительную) пасту или ленту. При этом измерения проводят с учетом требований инструкции по использованию водочувствительной (бензочувствительной) пасты или ленты.

В.8.3.6 Измерения уровня нефти/нефтепродуктов проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее арифметическое значение. Если полученное расхождение составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и вычисляют среднее арифметическое значение из трех наиболее близких измерений.

В.8.3.7 Измерение уровня нефти/нефтепродуктов по высоте пустоты резервуаров и резервуаров (танков) речных и морских судов с применением измерительных рулеток или метроштоков проводят в следующей последовательности:

а) опускают ленту рулеток с грузом (лотом) или метроштоки медленно в нефть/нефтепродукты, не допуская отклонения от вертикального положения, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти/нефтепродуктов и не допуская волн;

б) первый (верхний) отсчет берут по рулеткам или метроштокам на уровне риски планки замерного люка (верхней образующей замерного люка). Затем ленту рулеток или метроштоки поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут второй (нижний) отсчет на месте смоченной части ленты рулеток или метроштоков нефтью/нефтепродуктами;

в) отсчет по ленте рулеток или метроштокам проводят сразу после появления смоченной части над измерительным люком с точностью до 1 мм;

г) измерения высоты пустоты в каждом резервуаре, резервуаре (танке) речных и морских судов проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее арифметическое значение;

д) если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее арифметическое значение из трех наиболее близких измерений;

е) высоту пустоты резервуаров и резервуаров (танков) речных и морских судов находят как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулеткам.

В.8.3.8 Уровень нефти/нефтепродуктов Н по высоте пустоты резервуаров с плавающей крышей вычисляют по формуле

,

(В.1)

где - уровень нефти/нефтепродуктов в резервуаре с плавающей крышей, измеренный с использованием измерительного люка на крыше резервуара;

- уровень нефти/нефтепродуктов в резервуаре с плавающей крышей, измеренный с использованием измерительного люка на верхней площадке направляющей колонны.

В.8.3.9 Уровень нефти/нефтепродуктов определяют вычитанием полученного значения высоты пустоты из значения базовой высоты, определенной при градуировке резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов.

В.8.3.10 Для железнодорожных цистерн с двумя люками, симметрично расположенными относительно середины цистерны, уровень нефти/нефтепродуктов измеряют в двух крайних точках, по одной точке в каждом люке, не менее двух раз в каждой точке. При этом точки измерений должны быть максимально (минимально - в случае попадания в углубление сливного прибора или поддона) удалены друг от друга по продольной осевой линии цистерны. Расхождение между двумя измерениями в одной точке не должно превышать 2 мм. В случае расхождения, превышающего 2 мм, измерения повторяют. За действительный уровень нефти/нефтепродуктов принимают среднее арифметическое результатов измерений, проведенных в двух противоположных точках (люках).

В.8.3.11 Автоматизированные СИ уровня (стационарные или переносные) используют в соответствии с руководством по эксплуатации.

В.8.3.12 Результат измерений уровня нефти/нефтепродуктов округляют до целого значения.

В.8.4 Измерение уровня подтоварной воды

В.8.4.1 Уровень подтоварной воды измеряют с применением измерительных систем.

В.8.4.2 При отказе (отсутствии) измерительных систем, а также автоматизированных СИ уровня (стационарных или переносных) в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, железнодорожных цистернах уровень подтоварной воды Н_в измеряют с применением измерительных рулеток с грузом (лотом), метроштоками с применением водочувствительной ленты или пасты.

В.8.4.3 Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к свободной поверхности груза (лота) с двух противоположных сторон.

В.8.4.4 Водочувствительную пасту наносят тонким слоем на свободную поверхность груза (лота) полосками с двух противоположных сторон.

В.8.4.5 Рулетки с грузом (лотом) с водочувствительной пастой или прикрепленной водочувствительной лентой выдерживают в резервуарах и резервуарах (танках) речных и морских судов неподвижно в течение 2-3 мин до полного растворения водочувствительного слоя. Время выдержки может быть иным, если это предусмотрено технической документацией на водочувствительную пасту или ленту.

В.8.4.6 Измерения уровня подтоварной воды в каждом резервуаре и резервуаре (танке) речных и морских судов проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее арифметическое значение; если полученное расхождение более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее арифметическое значение из трех наиболее близких измерений.

В.8.4.7 Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте он обозначен нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение груза (лота) при выполнении измерений.

В.8.4.8 Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтью/нефтепродуктом и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае измерения повторяют после отстоя и расслоения эмульсии.

В.8.4.9 Допускается измерение уровня подтоварной воды проводить одновременно с измерением уровня нефти/нефтепродуктов в резервуарах и резервуарах (танках) речных и морских судов, железнодорожных цистернах.

В.8.5 Отбор проб

В.8.5.1 Пробу нефти/нефтепродуктов в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, цистернах отбирают в соответствии с ГОСТ 2517, ГОСТ 31873.

В.8.5.2 Упаковку, маркировку и хранение проб нефти/нефтепродуктов осуществляют в соответствии с ГОСТ 2517, ГОСТ 31873.

В.8.6 Измерение температуры нефти и нефтепродуктов

В.8.6.1 Температуру нефти/нефтепродуктов измеряют с применением измерительных систем.

В.8.6.2 Температуру нефти/нефтепродуктов с применением преобразователей температуры измеряют путем их погружения в резервуары, резервуары (танки) речных и морских судов, цистерны с нефтью/нефтепродуктами в точках отбора проб по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873. При этом преобразователи температуры выдерживают на уровне отбираемой пробы в течение времени, установленного в эксплуатационной документации на преобразователи температуры.

В.8.6.3 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.

В.8.6.4 При отборе объединенной пробы в один прием стационарными пробоотборниками среднюю температуру нефти/нефтепродуктов измеряют термометром в объединенной пробе. Измерение температуры проводят непосредственно в пробоприемнике (термостатическом цилиндре). Термометры погружают в нефть/нефтепродукты на глубину, указанную в паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до установления постоянного значения температуры.

В.8.6.5 При отборе точечных проб переносными пробоотборниками температуру нефти/нефтепродуктов измеряют термометрами в пробе в течение 1-3 мин после ее отбора, при этом переносные пробоотборники выдерживают на уровне отбираемой пробы в течение не менее 5 мин.

В.8.7 Измерение плотности нефти и нефтепродуктов

В.8.7.1 Плотность нефти/нефтепродуктов в лаборатории измеряют с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности, ареометров или СИ плотности по методикам измерений по объединенной пробе нефти/нефтепродуктов, отобранной из резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, цистерн.

В.8.7.2 Плотность нефти/нефтепродуктов измеряют с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров в объединенной пробе, составленной смешением точечных проб по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873.

В.8.7.3 Допускается измерение плотности нефти/нефтепродуктов в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, цистернах 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.

В.8.8 Определение массы балласта нефти и нефтепродуктов (мазутов)

В.8.8.1 Массовую долю составляющих балласта нефти/нефтепродуктов (мазутов) в испытательной лаборатории измеряют с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517, ГОСТ 31873.

В.8.8.2 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, массовую концентрацию хлористых солей с применением автоматизированных СИ по методикам измерений.

В.9 Обработка результатов измерений

В.9.1 Обработку результатов измерений осуществляют с применением программного обеспечения. При использовании измерительных систем в резервуарах обработку результатов измерений осуществляют с применением СОИ.

Примечание - Возможна обработка результатов измерений оператором вручную.

В.9.2 При обработке результатов измерений плотность нефти/нефтепродуктов приводят по температуре к стандартным условиям или к условиям вычисления объема нефти/нефтепродуктов 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].

В.9.3 Объем нефти/нефтепродуктов в автомобильных цистернах, прицепах-цистернах, полуприцепах-цистернах определяют по свидетельствам о поверке и маркировочным табличкам.

В.9.4 Объем нефти/нефтепродуктов в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, цистернах, приведенный к стандартным условиям при температуре 15 °С, , м³, вычисляют по формуле

,

(В.2)

где - значение объема автомобильных цистерн, прицеп-цистерн, полуприцеп-цистерн, определяемое по маркировочным табличкам и свидетельствам о поверке или объем нефти/нефтепродуктов в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, железнодорожных цистернах, м³, вычисляемый по формуле

,

(В.3)

где - объем жидкости (нефть/нефтепродукты, подтоварная вода) в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, железнодорожных цистернах, определяемый по градуировочным/калибровочным таблицам резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, железнодорожных цистерн, составленным при температуре 20 °С, м³;

- объем подтоварной воды в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, железнодорожных цистернах, определяемый по градуировочным/калибровочным таблицам резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, железнодорожных цистерн, составленным при температуре 20 °С, м³;

- температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, цистерн, °С^-1. Значение температурного коэффициента линейного расширения материала стенки резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, железнодорожных цистерн для стали принимают равным 12,5  10^-6 °С^-1, для бетона - 10  10^-6 °С^-1;

- температурный коэффициент линейного расширения материала СИ уровня нефти/нефтепродуктов, °С^-1. Значение температурного коэффициента линейного расширения материала СИ уровня нефти/нефтепродуктов для нержавеющей стали принимают равным 2,0  10^-5 °С^-1, для углеродистой стали - 1,2  10^-5 °С^-1, для алюминия - 23  10^-6 °С^-1. При применении СИ уровня, изготовленных из других материалов, имеющих отличие от указанных значений , применяют значение для этого материала или вводят температурные поправки к измеренному уровню нефти/нефтепродуктов, при этом значение температурного коэффициента линейного расширения материала СИ уровня нефти/нефтепродуктов принимают равным 0, для автомобильных цистерн, прицеп-цистерн, полуприцеп-цистерн принимают равным 0;

- температура стенки резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, цистерн, принимаемая равной температуре нефти/нефтепродуктов в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, цистернах t_V, °С, вычисляемая:

а) при отборе проб из резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов по формуле

,

(В.4)

где , , - количество смешиваемых проб верхнего, среднего, нижнего слоев соответственно, отобранных по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873;

, , - температуры точечной пробы верхнего, среднего, нижнего слоев соответственно, °С;

- общее количество смешиваемых проб, отобранных по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873;

б) при наличии преобразователей температуры, равномерно расположенных по высоте резервуаров или погруженных в резервуары, резервуары (танки) речных и морских судов, цистерны в точках отбора проб по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873, по формуле

,

(В.5)

где - температура, измеренная преобразователем температуры, °С;

j - порядковый номер преобразователя температуры, расположенного ниже уровня заполнения резервуаров;

n - число преобразователей температуры, расположенных ниже уровня заполнения резервуаров;

в) при отборе проб из цистерн по формуле

,

(В.6)

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) при измерениях с применением преобразователей температуры, погружаемых в цистерны, как среднее арифметическое суммы температур нефти/нефтепродуктов в каждой цистерне, вычисленной по формуле (В.5), или как измеренная температура нефти/нефтепродуктов в каждой цистерне;

- поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов на их объем в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, цистернах, вычисляемый аналогично поправочному коэффициенту CTL по формуле

,

(В.7)

где - температура нефти/нефтепродуктов, °С;

- коэффициент, учитывающий стандартные условия по температуре, равный 15 °С или 20 °С в зависимости от исходных данных;

- коэффициент объемного расширения рабочей среды, °С^-1, вычисляемый:

а) при температуре 15 °С по формуле

,

(В.8)

где , , - коэффициенты, значения которых приведены в таблице В.1;

- плотность нефти/нефтепродуктов, вычисляемая по В.9.5.

Таблица В.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

,

(В.9)

где - плотность нефти/нефтепродуктов, приведенная к стандартным условиям при температуре 20 °С, вычисляемая по формуле

,

(В.10)

где - плотность нефти/нефтепродуктов, измеренная с применением переносных автоматизированных СИ плотности, или лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров в лаборатории в объединенной пробе, приведенная к стандартным условиям при температуре 15 °С, кг/м³, вычисляемая по формуле

,

(В.11)

где - плотность нефти/нефтепродуктов, принимаемая:

а) равной плотности при измерении с применением переносных автоматизированных СИ плотности в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, цистернах , кг/м³, вычисляемой по формуле

,

(В.12)

где - плотность, измеренная переносным автоматизированным СИ плотности, кг/м³;

j - порядковый номер уровня измерений плотности;

n - число уровней измерений плотности;

б) равной плотности при измерении с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров в лаборатории , кг/м³, вычисляемой по формуле

,

(B.13)

где , , - плотность точечной пробы верхнего, среднего, нижнего слоев соответственно, кг/м³;

- поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов на их объем, вычисляемый аналогично поправочному коэффициенту CTL;

K - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый для ареометров, градуированных при температуре:

а) 15 °С, по формуле

;

(В.14)

б) 20 °С, по формуле

.

(В.15)

При измерении плотности с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров K принимают равным единице.

В.9.5 Значения поправочных коэффициентов CTL_V, 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 (В.8), принимая плотность нефти/нефтепродуктов , кг/м³, равной измеренной плотности , кг/м³;

б) вычисляют значение поправочного коэффициента CTL_V(1), аналогично значению поправочного коэффициента CTL по формуле (В.7), принимая температуру нефти/нефтепродуктов при измерении ее объема t_V, °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 (В.11), принимая поправочные коэффициенты CTL_V, равными поправочным коэффициентам CTL_V1, соответственно;

г) проверяют выполнение условия

,

(В.16)

где k и - порядковые номера вычислений значений плотности ;

д) при невыполнении условия (В.16) повторяют операции по перечислениям а) - в);

е) при выполнении условия (В.16) вычисления прекращают.

В.9.6 Для резервуаров с понтоном, плавающей крышей объем нефти/нефтепродуктов , м³, вычисляют по формуле

,

(В.17)

где - поправка, вычисляемая:

а) для резервуаров с понтоном по формуле

,

(В.18)

где - масса понтона по паспорту на резервуар, кг;

- плотность нефти/нефтепродуктов в резервуарах при условиях измерения объема нефти/нефтепродуктов, кг/м³;

- плотность жидкости, применяемая в расчетах вместимости резервуаров при их градуировке, кг/м³, указанная в градуировочных/калибровочных таблицах.

Примечание - Допускается в качестве применять плотность нефти/нефтепродуктов, находящихся в резервуаре, в случае градуировки резервуаров геометрическим методом по ГОСТ 8.570, ГОСТ 8.346;

б) резервуаров с плавающей крышей по формуле

,

(В.19)

где - поправка на изменение уровня жидкости, мм, вычисляемая по формуле

,

(В.20)

где - расстояние по вертикали от риски измерительного люка на плавающей крыше до уровня нефти/нефтепродуктов, мм, учитываемое при градуировке резервуаров по градуировочным/калибровочным таблицам;

- расстояние по вертикали от риски измерительного люка на плавающей крыше до уровня нефти/нефтепродуктов при условиях измерения их уровня, мм;

- диаметр плавающей крыши, мм;

, ..., - диаметры отверстий в плавающей крыше по градуировочным/калибровочным таблицам, мм;

z - число отверстий.

В.9.7 Объем нефти/нефтепродуктов в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, цистернах, приведенный к объему при температуре 20 °С, , м³, вычисляют по формуле

.

(В.21)

В.9.8 Массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов m, т, при приведении плотности, измеренной в лаборатории, к плотности при стандартном условии по температуре, вычисляют по формуле

,

(В.22)

где - плотность нефти/нефтепродуктов, кг/м³, приведенная к плотности при стандартных условиях, вычисляемая по формуле (В.10) или (В.11) в зависимости от требуемой температуры;

- объем нефти/нефтепродуктов, м³, приведенный к объему при стандартных условиях, вычисляемый по формуле (В.2) или (В.17), или (В.21) в зависимости от требуемой температуры.

В.9.9 Массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов m, т, при приведении плотности, измеренной в лаборатории, к условиям измерений объема нефти/нефтепродуктов в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, цистернах допускается вычислять по формуле

,

(В.23)

где - температура нефти/нефтепродуктов при измерении плотности, °С;

- плотность нефти/нефтепродуктов, измеренная в лаборатории, кг/м³.

Примечание - Данная формула может быть применена при разности температуры стенки резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, цистерн Т_ст, °С, и температуры нефти/нефтепродуктов при измерении его плотности , °С, не более 15 °С.

В.9.10 Массу нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) m_н, т, вычисляют по формуле

,

(В.24)

где m - масса брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов), т, вычисленная по формуле (В.22) или (В.23) в зависимости от исходных условий;

- масса балласта, т, вычисляемая по формуле

,

(В.25)

где - массовая доля воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), измеренная по ГОСТ 2477, %;

- массовая доля механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах), измеренная по ГОСТ 6370, %;

- массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

,

(В.26)

где - массовая концентрация хлористых солей, измеренная по ГОСТ 21534, мг/дм³;

- плотность нефти при условиях измерения объема, принимаемая равной плотности нефти, измеренной с применением переносных автоматизированных СИ плотности в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов , кг/м³, или при приведении плотности, измеренной в лаборатории, к условиям измерений объема нефти/нефтепродуктов, вычисляемая по формуле

.

(В.27)

При вычислении массы балласта нефтепродуктов (мазутов) по формуле (В.25) массовую долю хлористых солей W_x.с принимают равной 0.

В.9.11 Массу нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов m₀, т, принятых в резервуары, резервуары (танки) речных и морских судов, железнодорожные цистерны или отпущенных из них, вычисляют по формуле

,

(В.28)

где , - массы нефти/нефтепродуктов, вычисленные по формуле (В.24) в начале и конце операции соответственно, т.

В.10 Оформление результатов измерений

Оформление результатов измерений осуществляют с применением программного обеспечения. При применении измерительных систем в резервуарах оформление результатов измерений осуществляют с применением СОИ.

Примечание - Возможно оформление результатов измерений оператором вручную.

В.11 Определение погрешности результатов измерений ¹⁾

------------------------------

¹⁾_{Погрешность результатов измерений определяют только при аттестации методики измерений.}

------------------------------

В.11.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов , %, в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, железнодорожных цистернах вычисляют по формуле

,

(В.29)

где - пределы допускаемой относительной погрешности измерений вместимости резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, железнодорожных цистерн при уровне наполнения Н, %, приведенные в градуировочных/калибровочных таблицах;

- относительная погрешность измерений уровня нефти/нефтепродуктов, %;

- коэффициент, учитывающий геометрическую форму резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, железнодорожных цистерн;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

,

(В.30)

где , - температуры нефти/нефтепродуктов при измерениях их объема и плотности соответственно, °С;

- относительная погрешность измерений плотности нефти/нефтепродуктов, %;

- коэффициент объемного расширения рабочей среды, °С^-1;

, - абсолютные погрешности измерений температуры нефти/нефтепродуктов при измерениях их плотности и объема соответственно, °С;

- пределы допускаемой относительной погрешности обработки результатов измерений, %.

В.11.2 Относительную погрешность измерений уровня нефти/нефтепродуктов , %, вычисляют по формуле

,

(В.31)

где , - пределы абсолютных погрешностей измерений уровней нефти/нефтепродуктов и подтоварной воды в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, мм;

Н, - значения уровня нефти/нефтепродуктов и уровня подтоварной воды соответственно, мм.

В.11.3 Относительную погрешность измерений плотности нефти/нефтепродуктов, , %, вычисляют по формуле

(В.32)

где - пределы абсолютной погрешности измерений плотности нефти/нефтепродуктов, кг/м³;

- измеренное значение плотности нефти/нефтепродуктов, кг/м³.

В.11.4 Коэффициент, учитывающий геометрическую форму резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, железнодорожных цистерн K_ф, вычисляют по формуле

,

(В.33)

где - объем нефти/нефтепродуктов, приходящийся на 1 мм наполнения резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, железнодорожных цистерн на уровне нефти/нефтепродуктов Н, м³/мм, определяемый по градуировочным/калибровочным таблицам.

В.11.5 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов , %, в автомобильных цистернах, прицепах-цистернах, полуприцепах-цистернах, вычисляют по формуле

,

(В.34)

где - относительная погрешность полных автомобильных цистерн, прицепов-цистерн, полуприцепов-цистерн.

В.11.6 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов, сдаваемых/принимаемых m₀, %, вычисляют по формуле

,

(В.35)

где , - коэффициенты, вычисляемые в начале и в конце приема/сдачи нефти/нефтепродуктов;

, - коэффициенты, вычисляемые в начале и в конце приема/сдачи нефти/нефтепродуктов.

В.11.7 Коэффициент А_i в начале приема/сдачи нефти/нефтепродуктов вычисляют по формуле

,

(В.36)

где - пределы допускаемой относительной погрешности измерений вместимости резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, железнодорожных цистерн при уровне наполнения H_i, %, приведенные в градуировочных/калибровочных таблицах, в начале приема/сдачи нефти/нефтепродуктов;

- относительная погрешность измерений уровня нефти/нефтепродуктов в начале приема/сдачи нефти/нефтепродуктов, %, вычисляемая по формуле

,

(В.37)

где , - пределы абсолютных погрешностей измерений уровней нефти/нефтепродуктов и подтоварной воды, мм;

, - значения уровня нефти/нефтепродуктов и уровня подтоварной воды в начале приема/сдачи нефти/нефтепродуктов, мм;

- коэффициент, учитывающий геометрическую форму резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, железнодорожных цистерн, вычисляемый по формуле

,

(В.38)

где - объем жидкости в мере вместимости на уровне H_i, м³;

- объем нефти/нефтепродуктов, приходящийся на 1 мм наполнения резервуаров, резервуаров (танков) речных и морских судов, железнодорожных цистерн на уровне нефти/нефтепродуктов H_i, определяемый по градуировочным/калибровочным таблицам, м³/мм;

- коэффициент, вычисляемый по формуле

;

(В.39)

- относительная погрешность измерений плотности нефти/нефтепродуктов в начале приема/сдачи нефти/нефтепродуктов, %, вычисляемая по формуле

,

(В.40)

где - плотность нефти/нефтепродуктов в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, железнодорожных цистернах в начале приема/сдачи нефти/нефтепродуктов, кг/м³;

- пределы абсолютной погрешности измерений плотности нефти/нефтепродуктов, кг/м³.

В.11.8 Коэффициент В_i в начале приема/сдачи нефти/нефтепродуктов вычисляют по формуле

.

(В.41)

В.11.9 Коэффициенты A_i + 1, В_i + 1 в конце приема/сдачи нефти/нефтепродуктов вычисляют аналогично коэффициентам А_i, В_i в начале приема/сдачи нефти/нефтепродуктов по формулам (В.36) и (В.41) соответственно.

В.11.10 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) m_н, %, вычисляют по формуле

,

(В.42)

где - относительная погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов), %, вычисляемая по формуле (В.34) или (В.35) в зависимости от применяемых СИ;

- абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), %, вычисляемая по формуле

,

(В.43)

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

,

(В.44)

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/нефтепродуктах (мазутах) в соответствии с ГОСТ 6370, %;

- абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

,

(В.45)

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 (В.42) массовую долю хлористых солей в нефти W_x.c и абсолютную погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти принимают равной 0.

В.11.11 Рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы брутто и нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов не должны превышать значений, приведенных в В.1.