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

Приложение А

(обязательное)

 

МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ КОСВЕННЫМ

МЕТОДОМ ДИНАМИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ

 

А.1 Требования к погрешности измерений

А.1.1 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов составляет +/- 0,25%.

А.1.2 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) составляет +/- 0,35%.

А.2 Требования к средствам измерений и техническим устройствам

А.2.1 Для выполнения измерений применяют:

а) измерительные системы, в том числе СИКН по ГОСТ 34396, с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти +/- 0,25% и нетто нефти +/- 0,35%;

б) измерительные системы, в том числе СИКНП по ГОСТ 34396, с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов +/- 0,25% [массы брутто нефтепродуктов (мазутов) +/- 0,25% и нетто нефтепродуктов (мазутов) +/- 0,35%].

А.2.2 Для выполнения измерений допускается применять СИ, используемые автономно:

а) СИ объемного расхода с пределами допускаемой относительной погрешности +/- 0,15%;

б) преобразователи давления с пределами допускаемой приведенной погрешности +/- 0,5%;

в) преобразователи температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,3 °C;

г) поточные СИ плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,36 кг/м³;

д) поточные СИ вязкости с пределами допускаемой приведенной погрешности +/- 1%;

е) поточные СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,1%;

ж) СОИ с пределами допускаемой относительной погрешности вычисления массы нефти и нефтепродуктов +/- 0,05%.

А.2.3 При отказе (отсутствии) преобразователей давления, преобразователей температуры, поточных СИ плотности, поточных СИ вязкости нефти/нефтепродуктов (мазутов), поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) допускается применять:

а) манометры с классом точности не ниже 0,6;

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

в) лабораторные автоматизированные СИ плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,36 кг/м³, или 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;

г) лабораторные автоматизированные СИ вязкости с пределами допускаемой приведенной погрешности +/- 1% или СИ по ГОСТ 33;

д) лабораторные автоматизированные СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) с пределами допускаемой абсолютной погрешности +/- 0,1% или СИ и технические устройства по ГОСТ 2477.

А.2.4 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.

А.2.5 При выполнении измерений СИ, используемых автономно, применяют технические устройства:

а) пробозаборные устройства;

б) автоматические пробоотборники;

в) ручные пробоотборники с диспергатором.

А.2.6 Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.

А.2.7 Максимальная допускаемая относительная погрешность измерений массы нефти/нефтепродуктов с применением указанных СИ должна соответствовать А.1, при этом допускается применять иные СИ, технические устройства с характеристиками не хуже приведенных.

А.3 Требования к квалификации персонала

А.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.

А.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.

А.4 Требования безопасности

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

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

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

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

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

А.5 Требования охраны окружающей среды

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

А.6 Требования к условиям измерений на объектах измерений

А.6.1 Расход нефти/нефтепродуктов через СИ объемного расхода (турбинные, ультразвуковые, роторные, лопастные) должен находиться в пределах рабочего диапазона измерений расхода, указанного в свидетельстве о поверке, калибровке.

А.6.2 Значение избыточного давления в трубопроводе P_изб, МПа, после СИ объемного расхода должно быть не менее значения, рассчитанного в соответствии с технической документацией на СИ объемного расхода.

Примечание - При отсутствии в технической документации на СИ объемного расхода указаний по расчету избыточного давления P_изб, вычисляют по формуле

 

, (А.1)

 

где P_н - давление насыщенных паров, МПа (определяют в соответствии с ГОСТ 1756);

- перепад давления на СИ объемного расхода, МПа (определяют по технической документации на СИ объемного расхода).

 

А.6.3 Условия применения измерительных систем, в том числе СИКН, СИКНП и СИ, испытательного оборудования и технических устройств должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации и описании типа СИКН, СИКНП, СИ.

А.7 Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:

а) подготовка измерительных систем, в том числе СИКН, СИКНП и СИ к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией;

б) проверка целостности пломб и/или клейм СИ;

в) проверка выполнения требований, предъявляемых к СИ и измерительным системам, в том числе СИКН, СИКНП, и 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 А.6;

д) проверка внутреннего времени СОИ.

А.8 Порядок выполнения измерений

А.8.1 При косвенном методе динамических измерений выполняют операции по измерению:

а) объема нефти/нефтепродуктов;

б) плотности нефти/нефтепродуктов;

в) давления и температуры нефти/нефтепродуктов при измерении объема и плотности нефти/нефтепродуктов;

г) массовой доли составляющих балласта нефти/нефтепродуктов (мазутов).

А.8.2 Если вязкость нефти/нефтепродуктов (мазутов) влияет на характеристики СИ объемного расхода, контролируют диапазон вязкости, в котором работают СИ объемного расхода. Вязкость нефти/нефтепродуктов (мазутов) измеряют с периодичностью, установленной стандартами организации.

А.8.3 Отбор проб нефти/нефтепродуктов осуществляют по ГОСТ 2517, ГОСТ 31873.

А.8.4 При отказе (отсутствии) поточных СИ плотности плотность нефти/нефтепродуктов измеряют в лаборатории по методикам измерений, ГОСТ 3900, ГОСТ ISO 3675.

А.8.5 При отказе (отсутствии) поточных СИ вязкости нефти/нефтепродуктов (мазутов) вязкость нефти/нефтепродуктов (мазутов) измеряют по ГОСТ 33 при температуре нефти/нефтепродуктов в СИ объемного расхода.

А.8.6 При отказе преобразователей давления, преобразователей температуры давление и температуру нефти/нефтепродуктов измеряют с применением манометров и термометров.

А.8.7 При отказе (отсутствии) поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) содержание воды в нефти измеряют с применением лабораторных автоматизированных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) или по ГОСТ 2477.

А.8.8 Массовую долю воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в испытательной лаборатории 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.

 

А.9 Обработка результатов измерений

А.9.1 При применении СИКН, СИКНП обработку результатов измерений осуществляют с применением СОИ и программного обеспечения в составе СИКН, СИКНП. При применении СИ, используемых автономно, обработку результатов измерений осуществляют с применением СОИ и/или программного обеспечения.

Примечание - Возможна обработка результатов измерений оператором вручную.

 

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

 

А.9.3 Плотность нефти/нефтепродуктов, измеренную с применением поточных СИ плотности, приведенную к стандартным условиям при температуре 15 °C, , кг/м³, вычисляют по формуле

 

, (А.2)

 

где - плотность нефти/нефтепродуктов, измеренная при температуре и давлении нефти/нефтепродуктов в поточных СИ плотности, кг/м³;

- поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов на их объем в поточных СИ плотности, вычисляемый аналогично поправочному коэффициенту CTL по формуле

 

, (А.3)

 

где t_V - температура нефти/нефтепродуктов, °C;

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

- коэффициент объемного расширения нефти/нефтепродуктов, °C^-1, вычисляемый:

а) при температуре 15 °C по формуле

 

, (А.4)

 

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

- плотность нефти/нефтепродуктов, вычисленная по А.9.5.

 

Таблица А.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

 

, (А.5)

 

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

 

, (А.6)

 

- поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления нефти/нефтепродуктов на их объем в поточных СИ плотности, вычисляемый аналогично поправочному коэффициенту CPL по формуле

 

, (А.7)

 

где P_V - давление нефти/нефтепродуктов, МПа;

- коэффициент сжимаемости нефти/нефтепродуктов, МПа^-1, вычисляемый по формуле

 

. (А.8)

 

А.9.4 Плотность нефти/нефтепродуктов, измеренную с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров в лаборатории в объединенной пробе, приведенную к стандартным условиям при температуре 15 °C, кг/м³, вычисляют по формуле

 

, (А.9)

 

где - плотность нефти/нефтепродуктов, измеренная с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров в лаборатории, кг/м³;

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

а) для ареометров, градуированных при температуре 15 °C, по формуле

 

K = 1 - 0,000023·(t_V - 15) - 0,00000002·(t_V - 15)²; (А.10)

 

б) для ареометров, градуированных при температуре 20 °C, по формуле

 

K = 1 - 0,000025·(t_V - 20). (А.11)

 

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

- поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов на их объем, вычисляемый аналогично поправочному коэффициенту CTL.

А.9.5 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 (А.4), принимая плотность нефти/нефтепродуктов , кг/м³, равной измеренной плотности или , кг/м³, соответственно;

б) вычисляют значение коэффициента сжимаемости нефти/нефтепродуктов при температуре измерения ее объема , МПа^-1, аналогично значению коэффициента сжимаемости рабочей среды при температуре измерения ее объема , МПа^-1, по формуле (А.8), принимая плотность нефти/нефтепродуктов , кг/м³, равной измеренной плотности или , кг/м³, соответственно, температуру нефти/нефтепродуктов при измерении ее объема t_V, °C, равной температуре нефти/нефтепродуктов при измерении плотности, °C;

в) вычисляют значение поправочных коэффициентов , аналогично значению поправочного коэффициента CTL по формуле (А.3), 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;

г) вычисляют значение поправочного коэффициента аналогично значению поправочного коэффициента CPL по формуле (А.7), принимая давление нефти/нефтепродуктов при измерении ее объема P_V, МПа, равным давлению при измерении плотности, МПа, коэффициент сжимаемости нефти/нефтепродуктов при температуре измерения ее объема , МПа^-1, равным коэффициенту сжимаемости нефти/нефтепродуктов при температуре измерения ее объема , МПа^-1;

д) вычисляют значение плотности или аналогично значению плотности или по формуле (А.2) или (А.9), принимая поправочный коэффициент равным поправочному коэффициенту ;

е) проверяют выполнение условия

 

, (А.12)

 

где k и (k - 1) - порядковые номера вычислений значений плотности , кг/м³;

или выполнение условия

 

, (А.13)

 

где k и (k - 1) - порядковые номера вычислений значений плотности , кг/м³;

ж) при невыполнении условия (А.12) или (А.13) повторяют операции по перечислениям а) - д);

и) при выполнении условия (А.12) или (А.13) вычисления прекращают.

А.9.6 Объем нефти/нефтепродуктов, приведенный к стандартным условиям при температуре 15 °C, V₁₅, м³, вычисляют по формуле

 

V₁₅ = V_изм·CTL_V·CPL_V, (А.14)

 

где V_изм - объем нефти/нефтепродуктов, измеренный при температуре и давлении нефти/нефтепродуктов в СИ объемного расхода, м³;

CTL_V - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов на их объем в СИ объемного расхода, вычисляемый аналогично поправочному коэффициенту CTL;

CPL_V - поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления нефти/нефтепродуктов на их объем в СИ объемного расхода, вычисляемый аналогично поправочному коэффициенту CPL.

А.9.7 Объем нефти/нефтепродуктов V₂₀, м³, приведенный к стандартным условиям при температуре 20 °C, вычисляют по формуле

 

. (А.15)

 

А.9.8 Массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов , т, при измерениях объема нефти/нефтепродуктов с применением СИ объемного расхода и плотности нефти/нефтепродуктов с применением поточных СИ плотности, лабораторных автоматизированных СИ плотности, ареометров с последующим приведением результатов измерений к объему и плотности при стандартных условиях вычисляют по формуле

 

, (А.16)

 

где - плотность нефти/нефтепродуктов, приведенная к стандартным условиям, кг/м³, вычисляемая по формуле (А.2), или (А.6), или (А.9) в зависимости от применяемых СИ;

- объем нефти/нефтепродуктов, приведенный к стандартным условиям, м³, вычисляемый по формуле (А.14) или (А.15) в зависимости от требуемой температуры.

А.9.9 Массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов , т, при измерениях объема нефти/нефтепродуктов с применением СИ объемного расхода и плотности нефти/нефтепродуктов с применением поточных СИ плотности с последующим приведением результатов измерений плотности нефти/нефтепродуктов к условиям измерений их объема допускается вычислять по формуле

 

, (А.17)

 

где - плотность нефти/нефтепродуктов, измеренная при температуре и давлении нефти/нефтепродуктов в поточных СИ плотности, кг/м³;

V_изм - объем нефти/нефтепродуктов, измеренный при температуре и давлении нефти/нефтепродуктов в СИ объемного расхода, м³;

- температура нефти/нефтепродуктов в поточных СИ плотности, °C;

- температура нефти/нефтепродуктов в СИ объемного расхода, °C;

- избыточное давление нефти/нефтепродуктов в СИ объемного расхода, МПа;

- избыточное давление нефти/нефтепродуктов в поточных СИ плотности, МПа.

А.9.10 Массу брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массу нефтепродуктов , т, при измерениях объема нефти/нефтепродуктов с применением СИ объемного расхода и плотности нефти/нефтепродуктов в объединенной пробе с применением лабораторных автоматизированных СИ плотности или ареометров с последующим приведением результатов измерений плотности нефти/нефтепродуктов к плотности при условиях измерений их объема допускается вычислять по формуле

 

, (А.18)

 

где - температура нефти/нефтепродуктов при измерении плотности, °C;

P_V - избыточное давление нефти/нефтепродуктов при измерениях их объема, МПа.

А.9.11 Формулы (А.17), (А.18) применяют при разности температур при измерениях плотности и объема нефти/нефтепродуктов не более 15 °C. При разности температур при измерениях плотности и объема нефти/нефтепродуктов более 15 °C вычисления проводят при приведении результатов к стандартным условиям.

А.9.12 Массу нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) m_н, т, вычисляют по формуле

 

m_н = m - m_б, (А.19)

 

где m - масса брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов), т, вычисляемая по формуле (А.16), или (А.17), или (А.18) в зависимости от применяемых СИ и условий измерений;

m_б - масса балласта, т, вычисляемая по формуле

 

, (А.20)

 

где W_м.в - массовая доля воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), %:

а) вычисленная по результатам измерений объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) с применением поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) по формуле

 

, (А.21)

 

где - объемная доля воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), измеренная поточными СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), %;

- плотность воды при температуре измерений объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), кг/м³, принимаемая равной 1000 кг/м³;

- плотность нефти/нефтепродуктов (мазутов) при температуре измерений объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), кг/м³, принимаемая равной измеренной плотности .

При различии температур (на величину, превышающую суммарную погрешность СИ температуры) при измерении плотности и объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) измеренное значение плотности приводят к температуре измерений объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) по формуле

 

, (А.22)

 

где t_изм - температура нефти/нефтепродуктов (мазутов) при измерении плотности нефти/нефтепродуктов (мазутов), °C;

t_н - температура нефти/нефтепродуктов (мазутов) при измерении массовой доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), °C;

б) измеренная по ГОСТ 2477.

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

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

 

, (А.23)

 

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

- плотность нефти, принимаемая равной , а при отсутствии поточных СИ плотности - , измеренной в лаборатории и приведенной к условиям измерений объема нефти/нефтепродуктов по формуле

 

. (А.24)

 

При вычислении массы нетто нефтепродуктов (мазутов) по формуле (А.20) массовую долю хлористых солей W_х.с принимают равной 0.

А.10 Оформление результатов измерений

Оформление результатов измерений при применении измерительных систем, в том числе СИКН, СИКНП, осуществляют с применением СОИ и программного обеспечения в составе измерительных систем, включая СИКН, СИКНП. При применении СИ, используемых автономно, оформление результатов измерений осуществляют с применением СОИ и программного обеспечения.

Примечание - Возможно оформление результатов измерений оператором вручную.

 

А.11 Определение погрешности результатов измерений <1>

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

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

 

А.11.1 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов при косвенном методе динамических измерений и последующем приведении плотности и объема нефти/нефтепродуктов к плотности и объему при стандартных условиях , %, вычисляют по формуле

 

, (А.25)

 

где - относительная погрешность измерений объема нефти/нефтепродуктов, %. За принимают относительную погрешность СИ объемного расхода нефти/нефтепродуктов, если сумма остальных составляющих погрешности измерений объема нефти/нефтепродуктов является несущественной в соответствии с ГОСТ 8.009;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

 

, (А.26)

 

где T_V, - температуры нефти/нефтепродуктов при измерениях их объема и плотности соответственно, °C;

- пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефти/нефтепродуктов, %;

, - абсолютные погрешности измерений температуры нефти/нефтепродуктов при измерениях их плотности и объема соответственно, °C;

- пределы допускаемой относительной погрешности СОИ (по описанию типа СИ или свидетельству о поверке), %.

А.11.2 Относительную погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов при косвенном методе динамических измерений и последующем приведении плотности нефти/нефтепродуктов к условиям измерений их объема , %, вычисляют по формуле

 

, (А.27)

 

где - относительная погрешность измерений объема нефти/нефтепродуктов, %;

- составляющая относительной погрешности измерений массы нефти/нефтепродуктов за счет абсолютных погрешностей измерений температур нефти/нефтепродуктов при измерениях их объема и плотности, %, вычисляемая по формуле

 

. (А.28)

 

А.11.3 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) , %, вычисляют по формуле

 

(А.29)

 

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

а) при применении поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах) по формуле

 

(А.30)

 

где - основная абсолютная погрешность поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), %;

- дополнительная абсолютная погрешность поточных СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), связанная с отклонением температуры нефти на каждые n °C, % (по описанию типа СИ). При отсутствии в описании типа СИ дополнительной погрешности значение принимают равным нулю;

t - температура нефти/нефтепродуктов (мазутов) в месте измерений объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), °C;

t_ном - номинальная температура, приведенная в описании типа СИ объемной доли воды в нефти/нефтепродуктах (мазутах), °C;

n - значение температуры, для которого нормируется дополнительная погрешность поточных СИ объемной доли воды (по описанию типа СИ);

б) по формуле

 

, (А.31)

 

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

 

, (А.32)

 

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

r_м.в - сходимость метода измерений массовой доли механических примесей в нефти/нефтепродуктах (мазутах) в соответствии с ГОСТ 6370, %;

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

 

, (А.33)

 

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;

- относительная погрешность измерений массы брутто нефти/нефтепродуктов (мазутов), %.

При вычислении относительной погрешности измерений массы нетто нефтепродуктов (мазутов) по формуле (А.29) массовую долю хлористых солей в нефти W_х.с и абсолютную погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти принимают равной 0.

А.11.4 Рассчитанные значения относительной погрешности измерений массы брутто и нетто нефти/нефтепродуктов (мазутов) и массы нефтепродуктов не должны превышать значений, приведенных в А.1.