РМГ 116-2011 ГСИ. Резервуары магистральных нефтепроводов и нефтебаз. Техническое обслуживание и метрологическое обеспечение в условиях эксплуатации

     6.4 Измерения массы нефти и нефтепродуктов в резервуарах

6.4.1 Измерения массы нефтепродуктов и массы брутто нефти проводят косвенным методом статических измерений в соответствии с положениями РМГ 86.

Нормы погрешности измерений массы нефтепродукта, массы брутто нефти и массы нетто нефти установлены в стандарте.

________________

На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 8.595-2004.

6.4.2 Массу нефтепродукта и массы брутто нефти (далее - продукта) в резервуаре вычисляют как произведение объема продукта и его плотности, результат измерений которой приведен к условиям измерения объема, или объема и плотности продукта, результаты измерений которых приведены к стандартным условиям.

6.4.3 Массу брутто сданной (принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто нефти в резервуаре на момент до проведения операции сдачи (приема) нефти и после ее окончания.

6.4.4 Массу нетто сданной (принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто сданной (принятой) нефти и массы балласта.

6.4.5 Массу балласта вычисляют по значениям показателей качества нефти, характеризующих содержание воды, хлористых солей и механических примесей. Указанные показатели определяют в испытательной (аналитической) лаборатории по результатам испытаний объединенной пробы, отобранной стационарным пробоотборником по ГОСТ 2517.

6.4.6 Массу сданного (принятого) нефтепродукта вычисляют как разность массы нефтепродукта в резервуаре на момент до проведения операции сдачи (приема) нефтепродукта и после ее окончания.

6.4.7 Методика выполнения измерений массы нефти в резервуарах установлена нормативным документом.

________________

На территории Российской Федерации действует Р 50.2.040-2004.

6.4.8 Результаты измерений массы нефти оформляют в соответствии с положениями РМГ 86.

6.4.9 Для измерения массы нефтепродуктов в резервуарах и оформления их результатов должны быть разработаны методики выполнения измерений с учетом вида нефтепродуктов и типов применяемых средств измерений.

6.4.10 При проведении работ соблюдают следующие требования:

6.4.10.1 В процессе заполнения или опорожнения резервуара должен проводиться оперативный контроль уровня продукта в нем каждые два часа.

При заполнении последнего метра до максимального рабочего уровня продукта контроль уровня должен проводиться постоянно.

6.4.10.2 В резервуарах с газовой обвязкой измерение уровня и отбор проб продукта следует выполнять с помощью приборов, предусмотренных проектом.

Допускается выполнять измерения уровня и отбор проб вручную. При этом необходимо соблюдать следующий порядок проводимых операций:

- отсоединить резервуар от газоуравнительной системы закрытием задвижки на трубопроводе газовой обвязки;

- измерить уровень или отобрать пробу продукта;

- измерительный люк плотно закрыть и затянуть;

- открыть задвижку на трубопроводе газовой обвязки.

6.4.11 При проведении операций с продуктом соблюдают требования ГОСТ 12.1.005.