ГОСТ Р 8.903—2015
12.5.6.3Температуру нефти/нефтепродуктов с помощью преобразователя температуры опреде
ляют путем погружения его в меру вместимости и меру полной вместимости с нефтью/нефтепродуктом
в точках отбора проб по ГОСТ 2517. При этом преобразователь температуры выдерживают на уровне
отбираемой пробы в течение времени, установленного в эксплуатационной документации на преоб
разователь температуры.
12.5.7 Измерение плотности нефти и нефтепродуктов в мерах вместимости и мерах полной
вместимости
12.5.7.1 Плотность нефти/нефтепродуктов в лаборатории измеряют лабораторным ПП или аре
ометром по ГОСТ 3900 или по ГОСТ Р 51069. [6] по объединенной пробе нефти/нефтепродуктов. ото
бранной из меры вместимости и меры полной вместимости. Допускается проводить измерение плот
ности нефти/нефтепродуктов по методикам измерений, аттестованным в соответствии с ГОСТ Р 8.563.
12.5.7.2 Плотность нефти/нефтепродуктов измеряют ареометром или лабораторным ПП в объ
единенной пробе, составленной смешением точечных проб по ГОСТ 2517.
12.5.7.3Допускается измерение плотности нефти/нефтепродукта в мере вместимости и мере пол
ной вместимости переносным ПП в соответствии с его руководством поэксплуатации. Измерение плот
ности нефти/нефтепродуктов проводят в точках отбора проб по ГОСТ 2517.
12.5.8 Определение балласта нефти в мерах вместимости и мерах полной вместимости
12.5.8.1 Массовую долю воды в нефти определяют с применением преобразователя влагосодвр-
жания или по ГОСТ 2477. Массовую долю хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Мас
совую долю механических примесей в нефти определяют по ГОСТ 6370. Допускается проводить изме
рения массовой доли воды, хлористых солей, механических примесей с применением измерительных
преобразователей по аттестованным методикам измерений.
12.5.8.2 Массовую долю воды, хлористых солей, механических примесей в нефти в испытатель
ной лаборатории определяют с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборника
ми или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.
12.6 Обработка результатов измерений
12.6.1 Обработка результатов измерений осуществляется с применением аттестованного про
граммного обеспечения либо вручную в соответствии с алгоритмом, приведенным в настоящем стан
дарте. При наличии автоматизированной системы учета нефти/нефтепродуктов в резервуарах обра
ботка результатов измерений осуществляется с применением СОИ.
12.6.2 Объем нефти/нефтепродуктов в мерах полной вместимости определяют по свидетельству
о поверке меры полной вместимости.
12.6.3 Объем нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости, приведенный к объему при темпера
туре 15 °С. V£. м3, вычисляют по формуле
я
V5- lfc[1+(2 .4<0-
(Гт-Щ C7LV
(
12
.
2
)
гдеобъем нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости, м3. вычисляемый по формуле
02.3)
гдеVr — объем жидкости (нефть/нефтепродукты. подтоварная вода), определяемый по градуиро
вочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.346.
ГОСТ 8.570. по методикам (методам) измерений, соответствующим ГОСТ Р 8.563. докумен
там на методику поверки, соответствующим {11]. м3:
VB— объем подтоварной воды в мере вместимости, определяемый по градуировочной таблице
меры вместимости, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.346. ГОСТ 8.570. по
методикам (методам) измерений, соответствующим ГОСТ Р8.563. документам на методику
поверки, соответствующим [11]. м3;
аст — температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вмести
мости. вС*‘ . Значение температурного коэффициента линейного расширения материала
стенки меры вместимости «ст для стали принимают равным 12,5- 10 е °С’1. для бетона — 10
•10’6 °С‘1;
17