ГОСТ 8.587-2019. Межгосударственный стандарт. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений

Приложение Г

(обязательное)

 

МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРЯМЫМ

МЕТОДОМ СТАТИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ

 

Г.1 Требования к погрешности измерений

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

а) +/- 0,40% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн с остановкой;

б) +/- 1,0% <1> - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них с общей массой брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массой нефтепродуктов не более 1000 т <2>;

в) +/- 2,5% <1> - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них с общей массой брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массой нефтепродуктов 1000 т и более <2>.

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

а) +/- 0,50% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн с остановкой;

б) +/- 1,1% <3> - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них с общей массой брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массой нефтепродуктов не более 1000 т <2>;

в) +/- 2,6% <3> - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них с общей массой брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массой нефтепродуктов 1000 т и более <2>.

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

<1> В Республике Беларусь вместо значений "+/- 1,0" и "+/- 2,5" применяется "+/- 0,50".

<2> В Республике Беларусь диапазон измерений применяется без ограничений.

<3> В Республике Беларусь вместо значений "+/- 1,1" и "+/- 2,6" применяется "+/- 0,60".

 

Г.2 Требования к средствам измерений и техническим устройствам

Г.2.1 Для выполнения измерений применяют:

а) весы для статического взвешивания класса точности не хуже "средний III" по ГОСТ OIML R 76-1 или весы для взвешивания транспортных средств в движении не хуже класса точности 1 по ГОСТ 8.647;

б) автоматизированные СИ плотности (лабораторные, переносные) с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерения плотности +/- 0,5 кг/м³;

в) преобразователи температуры (в том числе входящие в состав переносных автоматизированных СИ плотности) с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,3 °C.

Г.2.2 Для выполнения измерений допускается применять:

а) 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;

б) термометры с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,2 °C с ценой деления 0,1 °C.

Г.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.

Г.2.4 При выполнении измерений применяют технические устройства:

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

б) испытательное оборудование и материалы, используемые в испытательной лаборатории для определения плотности, - в соответствии с методиками измерений, ГОСТ 3900.

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

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

Г.3 Требования к квалификации персонала

Г.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.

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

Г.4 Требования безопасности

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

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

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

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

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

Г.5 Требования охраны окружающей среды

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

Г.6 Требования к условиям измерений на объектах измерений

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

Г.6.2 При выполнении измерений плотности нефти/нефтепродуктов в испытательной лаборатории соблюдают условия согласно методикам измерений, ГОСТ 3900.

Г.7 Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:

а) подготовка СИ к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией;

б) проверка целостности пломб и/или клейм СИ;

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

г) проверка выполнения условий измерений согласно Г.6.

Г.8 Порядок выполнения измерений

Г.8.1 При измерениях массы нефти/нефтепродуктов прямым методом статических измерений в расцепленных цистернах с остановкой массу порожней цистерны и массу цистерны с нефтью/нефтепродуктами измеряют на весах.

Г.8.2 При измерениях массы нефти/нефтепродуктов прямым методом статических измерений при движении составов железнодорожных цистерн массу порожнего состава цистерн (без учета массы локомотива) и состава с нефтью/нефтепродуктами (без учета массы локомотива) измеряют с применением весов в движении.

Примечание - Исключение массы локомотива из результата измерений массы состава цистерн весами выполняется автоматически.

 

Г.8.3 При последовательном заполнении нескольких железнодорожных цистерн нефтью/нефтепродуктами из одного резервуара точечные пробы отбирают в соответствии с ГОСТ 2517, ГОСТ 31873 из каждой четвертой цистерны (но не менее чем из двух). При поступлении для взвешивания нескольких железнодорожных цистерн с нефтью/нефтепродуктами, сопровождаемых одним паспортом качества, точечные пробы отбирают в соответствии с ГОСТ 2517, ГОСТ 31873 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. Температуру нефти/нефтепродуктов измеряют в каждой цистерне, из которой проведен отбор проб.

Г.8.4 Температуру нефти/нефтепродуктов в цистерне t_i, °C, измеряют с применением преобразователей температуры переносных автоматизированных СИ уровня. С этой целью 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 на переносные автоматизированные СИ уровня.

Г.8.5 При отсутствии (отказе) переносных автоматизированных СИ плотности с функцией измерения температуры температуру нефти/нефтепродуктов в цистерне определяют по температуре точечной пробы, при этом температуру нефти/нефтепродуктов в цистерне принимают равной температуре точечной пробы. Температуру точечной пробы измеряют термометрами. Результат измерений округляют до ближайшего деления шкалы.

Г.8.6 Плотность нефти/нефтепродуктов измеряют 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. Плотность нефти/нефтепродуктов измеряют в каждой цистерне, из которой проведен отбор проб.

Г.8.7 Плотность нефти/нефтепродуктов в лаборатории измеряют с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности, ареометров или СИ плотности по методикам измерений по объединенной пробе нефти/нефтепродуктов.

Г.8.8 Массовую долю составляющих балласта в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в испытательной лаборатории измеряют с использованием проб, отбираемых в соответствии с ГОСТ 2517, ГОСТ 31873.

Г.8.9 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, массовой концентрации хлористых солей с применением автоматизированных СИ по методикам измерений.

 

Г.9 Обработка результатов измерений

Г.9.1 Обработку результатов измерений осуществляют с применением СОИ и программного обеспечения.

Примечание - Возможна обработка результатов измерений оператором вручную.

 

Г.9.2 При обработке результатов измерений плотность нефти/нефтепродуктов приводят по температуре к стандартным условиям или к условиям измерения массы 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].

 

Г.9.3 Массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов m, т, в цистернах вычисляют по формуле

 

, (Г.1)

 

где m_г.ц - масса груженой цистерны (состава), измеренная весами, кг;

m_п.ц - масса порожней цистерны (состава), кг;

- плотность нефти/нефтепродуктов, приведенная к плотности при температуре 15 °C или 20 °C, кг/м³;

- значение плотности материала гири при поверке весов, принимаемое равным 8000 кг/м³;

- плотность воздуха, кг/м³, вычисляемая по формуле

 

, (Г.2)

 

где P - давление воздуха, мм рт. ст.;

T - температура воздуха, °C.

Г.9.4 Среднюю температуру нефти/нефтепродуктов в нескольких цистернах t_ср, °C, вычисляют:

а) как среднее арифметическое суммы температур нефти/нефтепродуктов в каждой цистерне при измерениях с применением преобразователей температуры, погружаемых в цистерны;

б) среднее взвешенное температур отобранных точечных проб по формуле

 

, (Г.3)

 

где t_i - температура нефти/нефтепродуктов в i-й цистерне, °C;

V_i - 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.9.5 Плотность нефти/нефтепродуктов, измеренную с применением переносных автоматизированных СИ плотности, или лабораторных автоматизированных СИ плотности, или ареометров в лаборатории в объединенной пробе, приведенную к стандартным условиям при температуре 15 °C, , кг/м³, вычисляют по формуле

 

, (Г.4)

 

где - плотность нефти/нефтепродуктов, принимаемая равной плотности при измерении с применением:

а) переносных автоматизированных СИ плотности в цистернах , кг/м³;

б) лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров в лаборатории , кг/м³;

- поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов на их объем, определяемый аналогично поправочному коэффициенту CTL по формуле

 

, (Г.5)

 

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

t_V - температура нефти/нефтепродуктов, °C;

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

а) при температуре 15 °C по формуле

 

, (Г.6)

 

где K₀, K₁, K₂ - коэффициенты, значения которых приведены в таблице Г.1;

- плотность нефти/нефтепродуктов, вычисленная по Г.9.6.

 

Таблица Г.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 °C по формуле

 

, (Г.7)

 

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

 

, (Г.8)

 

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

а) 15 °C, по формуле

 

K = 1 - 0,000023·(t_V - 15) - 0,00000002·(t_V - 15)²; (Г.9)

 

б) 20 °C, по формуле

 

K = 1 - 0,000025·(t_V - 20). (Г.10)

 

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

Г.9.6 Значения поправочных коэффициентов и плотности вычисляют методом последовательных приближений для каждого измерения следующим образом:

а) вычисляют значение коэффициента объемного расширения нефти/нефтепродуктов при температуре 15 °C , °C^-1, аналогично значению коэффициента объемного расширения нефти/нефтепродуктов при температуре 15 °C , °C^-1, по формуле (Г.6), принимая плотность нефти/нефтепродуктов , кг/м³, равной измеренной плотности , кг/м³;

б) вычисляют значение поправочного коэффициента аналогично значению поправочного коэффициента CTL по формуле (Г.5), принимая температуру нефти/нефтепродуктов при измерении ее объема t_V, °C, равной температуре нефти/нефтепродуктов при измерении плотности, °C, коэффициент объемного расширения нефти/нефтепродуктов при температуре 15 °C , °C^-1, равным коэффициенту объемного расширения нефти/нефтепродуктов при температуре 15 °C , °C^-1;

в) вычисляют значение плотности аналогично значению плотности по формуле (Г.4), принимая поправочный коэффициент равным поправочным коэффициентам соответственно;

г) проверяют выполнение условия

 

, (Г.11)

 

где k и (k - 1) - порядковые номера вычислений значений плотности ;

д) при невыполнении условия (Г.11) повторяют операции по перечислениям а) - в);

е) при выполнении условия (Г.11) вычисления прекращают.

Г.9.7 Массу нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) m_н, т, вычисляют по формуле

 

m_н = m - m_б, (Г.12)

 

где m - масса брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов), т, вычисляемая по формуле (Г.1);

m_б - масса балласта, т, вычисляемая по формуле

 

, (Г.13)

 

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

W_х.с - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по формуле

 

, (Г.14)

 

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

- плотность нефти/нефтепродуктов при условиях измерения объема, принимаемая равной плотности нефти/нефтепродуктов, измеренной с применением переносных автоматизированных СИ плотности в цистернах , кг/м³ или при приведении плотности, измеренной в лаборатории, к условиям измерений объема нефти/нефтепродуктов, вычисляемая по формуле

 

, (Г.15)

 

где W_м.п - массовая доля механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах), измеренная по ГОСТ 6370, %.

При вычислении массы балласта нефтепродуктов (мазутов) по формуле (Г.13) массовую долю хлористых солей в нефти W_х.с принимают равной 0.

Г.9.8 Допускается применять значения массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) W_м.в, %, массовой доли хлористых солей в нефти W_х.с, %, массовой доли механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) W_м.п, %, которые ранее были измерены в резервуарах, резервуарах (танках) речных и морских судов, из которых заполнена цистерна.

Г.9.9 Массу нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) в составе цистерн вычисляют суммированием масс нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) в каждой цистерне. Результат вычисления приводят в тоннах с округлением до целого числа.

Г.10 Оформление результатов измерений

Оформление результатов измерений осуществляют с применением СОИ и/или программного обеспечения.

Примечание - Возможно оформление результатов измерений оператором вручную.

 

Г.11 Определение погрешности результатов измерений <1>

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

<1> Погрешность результатов измерений определяют только при аттестации методики измерений.

 

Г.11.1 Определение погрешности измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов в железнодорожных цистернах на весах с остановкой

Г.11.1.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов взвешиванием расцепленных груженых и порожних железнодорожных цистерн с остановкой вычисляют по формуле

 

, (Г.16)

 

где - пределы допускаемой абсолютной погрешности весов при измерении массы груженой железнодорожной цистерны с остановкой, т;

- пределы допускаемой абсолютной погрешности весов при измерении массы порожней железнодорожной цистерны с остановкой, т.

Примечание - Для измерений массы одних и тех же груженых и порожних цистерн рекомендуется применять одни весы.

 

Г.11.1.2 Рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов не должны превышать значений, приведенных в Г.1.

Г.11.2 Определение погрешности измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов в железнодорожных цистернах на весах в движении

Г.11.2.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов взвешиванием без расцепки груженых и порожних железнодорожных цистерн в составе в движении вычисляют по формуле

 

, (Г.17)

 

где - пределы допускаемой абсолютной погрешности весов при измерении массы груженой железнодорожной цистерны в составе в движении, т;

- пределы допускаемой абсолютной погрешности весов при измерении массы порожней железнодорожной цистерны в составе в движении, т.

Примечание - Для измерений массы одних и тех же груженых и порожних цистерн рекомендуется применять одни весы.

 

Г.11.2.2 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов взвешиванием груженого состава и порожнего состава без расцепки вычисляют по формуле

 

, (Г.18)

 

где - пределы допускаемой погрешности весов при измерении массы состава в груженом состоянии, %;

- масса состава в груженом состоянии, т;

- пределы допускаемой погрешности весов при измерении массы состава в порожнем состоянии, %;

- масса состава в порожнем состоянии, т.

Г.11.2.3 Рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов не должны превышать значений, приведенных в Г.1.

Г.11.3 Определение погрешности измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов в автомобильных цистернах, прицепах-цистернах, полуприцепах-цистернах на весах с остановкой и в движении

Г.11.3.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов взвешиванием расцепленных груженых и порожних автомобильных цистерн, прицеп-цистерн, полуприцеп-цистерн с остановкой и в движении вычисляют по формуле

 

, (Г.19)

 

где - абсолютная погрешность весов при измерении массы груженых автомобильных цистерн, прицеп-цистерн, полуприцеп-цистерн с остановкой, т;

- абсолютная погрешность весов при измерении массы порожних груженых автомобильных цистерн, прицеп-цистерн, полуприцеп-цистерн с остановкой, т.

Примечание - Для измерений массы одних и тех же груженых и порожних цистерн рекомендуется применять одни весы.

 

Г.11.3.2 Рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов не должны превышать значений, приведенных в Г.1.

Г.11.4 Определение погрешности измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов)

Г.11.4.1 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) , %, вычисляют по формуле

 

(Г.20)

 

где - допускаемая относительная погрешность измерений массы нефти с применением весов, %;

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

 

, (Г.21)

 

где R_м.в - воспроизводимость метода измерений массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в соответствии с ГОСТ 2477, %;

r_м.в - 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

 

, (Г.22)

 

где R_м.п - воспроизводимость метода измерений массовой доли механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в соответствии с ГОСТ 6370, %;

r_м.п - сходимость метода измерений массовой доли механических примесей в нефти в соответствии с ГОСТ 6370, %;

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

 

, (Г.23)

 

где R_х.с - воспроизводимость метода измерений массовой доли хлористых солей в нефти в соответствии с ГОСТ 21534;

r_х.с - 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 (Г.20) массовую долю хлористых солей в нефти W_х.с и абсолютную погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти принимаются равной 0.

Г.11.4.2 Рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) не должны превышать значений, приведенных в Г.1.