ГОСТ Р 8.903—2015
13.4 Подготовка к выполнению измерений
При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:
а) проводят подготовку СИ к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной докумен
тацией;
б) проверяют наличие действующих свидетельств о поверке СИ. целостность пломб и/или клейм
СИ:
в) проверяют выполнение условий измерений согласно 13.3.
13.5 Порядок выполнения измерений
13.5.1 При измерениях массы нефти/нефтепродуктов в автомобильных цистернах прямым мето
дом статических измерений массу порожней цистерны и массу цистерны с нефтью/нефтепродуктами
измеряют на весах.
13.5.2 При измерениях массы нефти/нефтепродуктов при движении в расцепленных железнодо
рожных цистернах массу порожней цистерны и массу цистерны с нефтью/нефтепродуктами измеряют
на весах.
13.5.3 При измерениях массы нефти/нефтепродуктов при движении составов железнодорожных
цистерн массу порожнего состава цистерн (без учета массы локомотива) и состава с нефтью/нефтепро
дуктами (без учета массы локомотива) измеряют посредством пропускания через весы.
Примечание — Исключение массылокомотива изрезультата измерений массы состава цистерн весами
по ГОСТ 30414 выполняется автоматически.
13.5.4 Процедура отбора точечной пробы — по ГОСТ 2517.
13.5.5 Объединенную пробу формируют из точечных проб, число которых должно обеспечивать
объем объединенной пробы, достаточный для определения показателей качества.
13.5.6 При последовательном заполнении нескольких железнодорожных цистерн нефтью/нефте
продуктами из одного резервуара точечные пробы отбирают из каждой четвертой цистерны (но не ме
нее чем из двух). При поступлении для взвешивания нескольких железнодорожных цистерн с нефтью/
нефтепродуктами, сопровождаемых одним паспортом качества, точечные пробы отбирают 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 (объ ем
определяют по номинальной вместимости цистерн). Температуру нефти/нефтепродуктов измеряют в
каждой цистерне, из которой проведен отбор проб.
13.5.7 Плотность нефти/нефтепродуктов в лаборатории измеряют лабораторным ПП или ареоме
тром по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069. или [6] по объединенной пробе нефти/нефтепродуктов. Допуска
ется проводить измерение плотности нефти/нефтепродуктов по методикам измерений, аттестованным
в соответствии с ГОСТ Р 8.563. При этом плотность нефти/нефтепродуктов приводят к плотности при
температуре нефти/нефтепродуктов в цистерне.
13.5.8 Допускается измерение плотности нефти/нефтепродуктов переносным ПП в соответствии
с его руководством по эксплуатации. Измерение плотности нефти/нефтепродуктов проводят в точках
отбора проб по ГОСТ 2517.
13.5.9 Температуру нефти/нефтепродуктов в цистерне /м. °С. измеряют с применением преоб
разователя температуры электронного измерителя уровня (измерительного устройства). С этой целью
преобразователь температуры через горловину цистерны погружают на уровень, расположенный на
высоте 0.33 диаметра цистерны от нижней внутренней образующей. Отсчет температуры проводят
после выдержки преобразователя температуры на указанном уровне в течение времени, указанного в
эксплуатационной документации на электронный измеритель уровня с преобразователем температу
ры.
13.5.10 При отсутствии электронного уровнемера с функцией измерения температуры температу
ру нефти/нефтепродуктов в цистерне определяют по температуре точечной пробы, при этом темпера
туру нефти/нефтепродуктов в цистерне принимают равной температуре точечной пробы. Температуру
точечной пробы измеряют стеклянным термометром. Результат измерений округляют до ближайшего
деления шкалы.
13.5.11 Массовую долю воды в нефти определяют с применением преобразователя влагосодер-
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-
25