ГОСТ Р 8.903—2015
б) рулетки измерительные с грузом (лотом) 3 класса точности по ГОСТ 7502 с ценой деления 1мм
или метроштоки по ГОСТ 8.247 с ценой деления 1 мм.
14.2.4 СИ и вспомогательные устройства, используемые в испытательной (аналитической) лабо
ратории, для определения:
а) массовой доли воды в нефти — по ГОСТ 2477;
б) массовой доли хлористых солей в нефти — по ГОСТ 21534;
в) массовой доли механических примесей в нефти — по ГОСТ 6370.
14.2.5 В качестве вспомогательных устройств должны применяться:
а) переносной или стационарный пробоотборники по ГОСТ 2517, ГОСТ 13196;
б) водочувствительная паста или лента для определения уровня подтоварной воды;
в) бензочувствительная паста для определения уровня нефти/нефтепродуктов;
г) испытательное оборудование и материалы, используемые в испытательной (аналитической)
лаборатории по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069. или [6).
14.2.6 Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем
интервале значений.
14.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений
Условия применения СИ. испытательного оборудования и технических средств должны соответ
ствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации.
14.4 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.
14.5 Порядок выполнения измерений
14.5.1 При косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, массу нетто нефти и
массу нефтепродуктов вычисляют по результатам:
а) измерения гидростатического давления столба нефти/нефтепродуктов:
б) измерения уровня нефти/нефтепродуктов;
в) измерения уровня подтоварной воды:
г) измерения температуры нефти/нефтепродуктов;
д) вычисления массы брутто нефти и массы нефтепродуктов.
14.5.2 Определение вместимости при применении косвенного метода, основанного на гидростати
ческом принципе, проводят по следующим нормативным документам:
а) вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров — по ГОСТ 8.570;
б) вместимость горизонтальных цилиндрических резервуаров — по ГОСТ 8.346:
в) вместимость железобетонных резервуаров — по методикам (методам) измерений, соответству
ющим ГОСТ Р 8.563. и документам на методику поверки, соответствующим [11];
г) вместимость железнодорожных цистерн — по документам на методику поверки, соответствую
щим [11];
д) вместимость резервуаров (танков) речных и морских судов — по документам на методику по
верки. соответствующим [11].
14.5.3 Измерение уровня и объема нефти/нефтепродуктов проводится в соответствии с 12.5.
14.5.4 Температуру нефти/нефтепродуктов с применением преобразователя температуры опре
деляют в точках отбора проб по ГОСТ 2517. При этом преобразователь температуры выдерживают на
уровне отбираемой пробы в течение времени, установленного в эксплуатационной документации на
преобразователь температуры.
14.5.5 Отбор проб нефти/нефтепродуктов проводят по ГОСТ 2517.
14.5.6 Массовую долю воды в нефти определяют с применением преобразователя влагосодержа-
ния или по ГОСТ 2477. Массовую долю хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Массо
вую долю механических примесей в нефти определяют по ГОСТ 6370.
28