Р 50.2.040-2004 ГСИ. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения (с Изменением N 1)
7 Определение массы нефти в мерах вместимости и мерах полной вместимости
7.1 Определение массы нефти в мерах вместимости
Массу нефти в мерах вместимости определяют:
косвенным методом статических измерений,
прямым методом статических измерений,
косвенным методом, основанном на гидростатическом принципе.
7.1.1 При измерениях косвенным методом статических измерений в мерах вместимости объем нефти определяют по градуировочной таблице, используя результат измерений уровня нефти в мере вместимости. Плотность нефти измеряют переносным плотномером или определяют в лаборатории по объединенной пробе нефти, отобранной из меры вместимости по ГОСТ 2517. Массу брутто нефти определяют как произведение объема нефти и плотности, приведенной к условиям измерений объема, или как произведение объема нефти и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям.
7.1.2 При измерениях прямым методом статических измерений массу порожней меры вместимости и массу меры вместимости с нефтью измеряют на весах. Массу брутто нефти вычисляют как разность массы меры вместимости с нефтью и массы порожней меры вместимости.
7.1.3 При измерениях косвенным методом, основанном на гидростатическом принципе, массу нефти вычисляют, используя результат измерений гидростатического давления столба нефти, а также градуировочные таблицы меры вместимости.
7.1.4 Определение вместимости при применении косвенного метода статических измерений и косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе, проводят по следующим нормативным документам:
вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров - по ГОСТ 8.570 и МИ 1124;
вместимость горизонтальных цилиндрических резервуаров - по ГОСТ 8.346;
вместимость железобетонных резервуаров - по РД 50-156 и МИ 2778;
вместимость железнодорожных цистерн - по ПМГ 65;
вместимость автоцистерн - по ГОСТ Р 8.569;
вместимость резервуаров (танков) речных и морских судов - по МИ 2579.
7.1.5 Учет количества принятой и сданной нефти косвенным методом статических измерений с использованием резервуаров проводят после двухчасового отстоя нефти в резервуарах и дренажа подтоварной воды и загрязнений.
7.1.6 Измерения уровня нефти и подтоварной воды в резервуарах
Уровень нефти измеряют уровнемерами, измерительными рулетками с лотом по ГОСТ 7502 или электронными рулетками.
Уровень подтоварной воды измеряют уровнемерами, измерительными рулетками при помощи водочувствительной ленты или пасты, электронными средствами измерений.
Уровень нефти и подтоварной воды в резервуарах допускается измерять другими техническими средствами, сертифицированными для выполнения данных операций.
Измерения уровня нефти и подтоварной воды уровнемером или электронной рулеткой
Измерения уровня нефти и уровня подтоварной воды уровнемером или электронной рулеткой проводят в соответствии с эксплуатационной документацией на уровнемер или электронную рулетку.
Измерения уровня нефти измерительной рулеткой
Ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо.
Проверяют базовую высоту резервуара как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.
Полученный результат сравнивают с известной (паспортной) величиной базовой высоты, нанесенной на резервуаре.
Если базовая высота () отличается от полученного результата не более чем на 0,1%
, то измерение уровня нефти рулеткой осуществляется в следующей последовательности:
Опускают ленту рулетки с грузом медленно до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.