ГОСТ Р 8.903—2015
v1пп
(113)
где IVMB — массовая доля воды в нефти. %:
Wxc — массовая доля хлористых солей в нефти. %;
Wvn — массовая доля механических примесей в нефти. %.
11.7 Оформление результатов измерений
Оформление результатов измерений при применении СИКН/СИКНП осуществляется с примене
нием СОИ в составе СИКН/СИНКП. При применении автономных СИ обработка результатов измерений
осуществляется с применением аттестованного программного обеспечения либо вручную в соответ
ствии с алгоритмом, приведенным в настоящем стандарте.
Результаты измерений уровня, температуры и плотности нефти/нефтепродуктов. вычислений
массы нефти/нефтепродуктов заносят в журналы регистрации измерений иакты, оформленные с соот
ветствии со стандартами организаций.
11.8 Определение погрешности результатов измерений
11.8.1 При прямом методе динамических измерений погрешностью измерений массы брутто неф
ти и массы нефтепродуктов следует считать погрешность преобразователя массового расхода.
11.8.2 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти вМ и. %, вычисляют
по формуле
=±11 ст(11.4)
где— абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в нефти. %;
AVVMn — абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти. %;
&WXC— абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти. %;
— предел допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти с применением
преобразователей массового расхода. %.
11.8.3 Оценивание погрешности измерений массы нефти/нефтепродуктов при прямых методах
динамических измерений массы нефти/нефтепродуктов проводят по ГОСТ Р 8.736 и [10].
11.8.4 Формы представления и способы округления результатов вычислений должны соответство
вать [9].
11.8.5 Погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов допускается оценивать вычислени
ем неопределенности измерений массы нефти/нефтепродуктов по ГОСТ Р 54500.1, ГОСТ Р 54500.3,
ГОСТ Р 54500.3.1, а также определением точности (правильности и прецизионности) по ГОСТ Р ИСО
5725-1. ГОСТ Р ИСО 5725-6 для показателей качества нефти/нефтепродуктов. используемых для рас
чета его массы.
11.8.6 Рассчитанные значения допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто
и нетто нефти и массы нефтепродуктов сравнивают со значениями, приведенными в 11.1.
12 Измерение массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом
статических измерений
12.1 Требования к погрешности измерений
12.1.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти и мас
сы нефтепродуктов составляют:
а) ± 0.65 % — при массе нефти и нефтепродуктов до 120 т;
б) ± 0,50 % — при массе нефти и нефтепродуктов 120 т и более.
12