Определение массы нефти и нефтепродуктов
Вы будете перенаправлены на Автор24
Методы определения массы нефти и нефтепродуктов. Расчетная формула
Нефть – это полезное ископаемое, представляющее собой маслянистую жидкость, в состав которой входя различные смеси углеводородов.
Нефтегазовые предприятия, которые занимаются переработкой, добычей, хранением и транспортировкой нефти и нефтепродуктов, постоянно контролируют их объем и массу. Обычно масса продукта определяется по весу (тонны, килограммы). Параметры сырья определяются по:
Благодаря полученным значениям массу нефти можно определить по формуле:
Кроме расчетной формулы массу нефтепродуктов и нефти определяются различными методами, требования к проведению которых отражены в соответствующих нормативных документах. Согласно этих документам такие методы могут быть:
Прямые методы определения массы нефти и нефтепродуктов
Прямой метод измерения – это метод, при котором искомую величину определяют по показателям измерительных приборов и инструментов.
Прямые методы подразумевают использование дорогих и сложных измерительных приборов и инструментов, поэтому в основном его используют крупные нефтегазовые предприятия, для которых добыча, переработка, хранение и транспортировка нефти является основной сферой экономической деятельности.
Прямой динамический метод основан на применении показаний расходомеров, различного исполнения, а статический прямой метод основан на использовании весов для взвешивания.
В настоящее время наиболее популярным прямым методом измерения массы нефти является метод измерения с помощью электронных часов. Данное измерение проводится во время налива нефти в автомобильные или железнодорожные цистерны.
Готовые работы на аналогичную тему
Прямой динамический метод измерения нефти производится с помощью различных расходометров в процессе слива или налива нефтепродуктов в настоящий момент времени. Точность такого способа достаточно велика, по сравнению с статическим методом определения массы. Но в настоящее время он применяется очень редко, из-за своей «новизны».
Относительно новым прямым методом определения массы нефтепродуктов является метод определения с помощью радиочастотных датчиков. Радиочастотные датчики устанавливаются на вертикальный (в данном случае) резервуар с нефтепродуктами (как на рисунке)
Рисунок 1. Радиочастотные датчики. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ
Если не прибегать к данным, получаемым с помощью радиочастотных датчиков, то массу нефтепродуктов можно вычислить по следующей формуле:
При заполнении чувствительной части датчика среды происходит приращение емкости относительно электрической емкости при пустом резервуаре, которую можно выразить следующей формулой:
$C = G • [h • e_ж + (L – h) • e_г]$
Данные формулы идентичные математически, только с применением разных переменных (плотности и диэлектрической проницаемости), следовательно, приращение емкости чувствительного элемента датчика пропорционально массе контролируемого полезного ископаемого.
Данный метод исключает необходимость в измерении плотности нефти и нефтепродуктов, но при этом стоит учитывать погрешности, которые связаны с изменением их температуры и состава. При применении радиочастотных датчиков погрешность составляет примерно 0,7%.
Косвенные методы определения массы нефти и нефтепродуктов
Косвенные метод измерения – это способы измерения какой-либо величины на основе результатов измерения других, более доступных величин.
Обычно косвенные методы применяются на малых и средних нефтегазовых предприятиях. Косвенный динамический метод предусматривает использование счетчиков объема, а статический замера уровня налива в емкость. Данный метод применяют при сливе нефти в цистерны, а также при поступлении ее по трубопроводу. Обычно, для того чтобы рассчитать таким образом массу нефти и нефтепродуктов необходимо выполнить множество замеров, таких, как: определение плотности сырья, измерение недоливов или переливов, измерение температуры и т.п.
То есть при применении такого способа, сразу получить значение массы невозможно, поэтому для ее расчета необходимо знать несколько других значений, которые замеряются соответствующими приборами.
Так как такой метод требует большого количества данных и расчетов, то на предприятиях применяются специальные автоматизированные системы. Сотрудник вводит показания приборов (плотность, температура, объем и т.п.) в программу, а она уже автоматически рассчитывает массу объекта.
На чем основан прямой метод динамических измерений массы нефти
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ
Методы измерения массы
Oil and petroleum products.
Methods of mass measurement
Дата введения 1987-01-01
РАЗРАБОТАН Миннефтепромом СССР, Госкомнефтепродуктом СССР и Минприбором СССР
А.С. Апракин, А.Ш. Фатхутдинов, Ф.Ф. Хакимов, Л.И. Вдовыченко, В.С. Берсенев, В.А. Надеин, В.Г. Володин, Н.Н. Хазиев, Е.В. Золотов, А.Г. Иоффе, Б.К. Насокин, Б.М. Прохоров
ВНЕСЕН Министерством нефтяной промышленности СССР
Член Коллегии Ю.Н. Байдиков
УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 26 августа 1986 г. № 2495
Стандарт является основополагающим документом для разработки методик выполнения измерений.
1.1. Стандарт регламентирует методы измерений массы брутто и массы нетто продуктов.
Основным методом при поставках на экспорт и коммерческих операциях по нефти и нефтепродуктам, кроме мазутов, битумов и пластичных смазок, является динамический метод с применением счетчиков (расходомеров).
1. 2. Продукты должны соответствовать требованиям действующей нормативно-технической документации.
1.3. Термины, используемые в настоящем стандарте, и пояснения к ним приведены в справочном приложении 1.
2. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ
2.1. При проведении учетно-расчетных операций применяют прямые и косвенные методы.
2.2. При применении прямых методов измеряют массу продуктов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых счетчиков или массовых расходомеров с интеграторами.
2.3. Косвенные методы подразделяют на объемно-массовый и гидростатический.
2.3.1. Объемно-массовый метод
2.3.1.1. При применении объемно-массового метода измеряют объем и плотность продукта при одинаковых или приведенных к одним условиях (температура и давление), определяют массу брутто продукта как произведение значений этих величин, а затем вычисляют массу нетто продукта.
2.3.1.2. Плотность продукта измеряют поточными плотномерами или ареометрами для нефти в объединенной пробе, а температуру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема соответственно термометрами и манометрами.
2.3.1.3. Определение массы нетто продукта
При определении массы нетто продукта определяют массу балласта. Для этого измеряют содержание воды и концентрацию хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу.
Массу механических примесей определяют, принимая среднюю массовую долю их в нефти по ГОСТ 9965-76.
Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых солей измеряют, соответственно, поточными влагомерами и солемерами или определяют по результатам лабораторных анализов объединенной пробы нефти.
2.3.1.4. В зависимости от способа измерений объема продукта объемно-массовый метод подразделяют на динамический и статический.
Динамический метод применяют при измерении массы продукта непосредственно на потоке в нефтепродуктопроводах. При этом объем продукта измеряют счетчиками или преобразователями расхода с интеграторами.
Статический метод применяют при измерении массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.).
Объем продукта в резервуарах определяют с помощью градуировочных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения и определяют объем по паспортным данным.
2.3.2. Гидростатический метод
2.3.2.1. При применении гидростатического метода измеряют гидростатическое давление столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара и рассчитывают массу продукта как произведение значений этих величин, деленное на ускорение силы тяжести.
Массу отпущенного (принятого) продукта определяют двумя методами:
как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции вышеизложенным методом;
как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части резервуара, из которого отпущен продукт, деленное на ускорение силы тяжести.
2.3.2.2. Гидростатическое давление столба продукта измеряют манометрическими приборами с учетом давления паров продукта.
2.3.2.3. Для определения средней площади сечения части резервуара металлической измерительной рулеткой или уровнемером измеряют уровни продукта в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют соответствующие этим уровням средние площади сечения.
Допускается вместо измерения уровня измерять плотность продукта по п. 2.3.1.2 и определять:
уровень налива для определения средней площади сечения как частного от деления гидростатического давления на плотность;
объем нефти для определения массы балласта как частного от деления массы на плотность.
2.4. Математические модели прямых методов и их погрешностей приведены в ГОСТ 8.424-81.
Математические модели косвенных методов и их погрешностей приведены в обязательном приложении 2.
Примеры вычислений массы продукта и оценки погрешностей методов приведены в справочном приложении 3.
Примечание. Для внешнеторговых организаций при необходимости допускается рассчитывать массу в соответствии с положениями стандарта ИСО 91/1-82 и других международных документов, признанных в СССР.
3. ПОГРЕШНОСТИ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ
3.1. Пределы относительной погрешности методов измерения массы должны быть не более:
при объемно-массовом динамическом методе:
при объемно-массовом статическом методе:
при гидростатическом методе:
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Справочное
ТЕРМИНЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В СТАНДАРТЕ, И ПОЯСНЕНИЯ К НИМ
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Обязательное
МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ КОСВЕННЫХ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ И ИХ ПОГРЕШНОСТЕЙ
1. Модель объемно-массового динамического метода
(1)
— плотность продукта, кг/м ;
— разность температур продукта при измерении плотности ( ) и объема ( ), °С;
— коэффициент объемного расширения продукта, 1/°С;
— разность давлений при измерении объема ( ) и плотности ( ), МПа;
— коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.
1.1. Модель погрешности метода
(2)
— относительная погрешность измерения объема, %;
— относительная погрешность измерения плотности, %;
— абсолютная погрешность измерения разности температур °С;
На чем основан прямой метод динамических измерений массы нефти
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Государственная система обеспечения единства измерений
МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Методики (методы) измерений
State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of petroleum and petroleum products. Procedures of measurements
Дата введения 2016-07-01
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов Транснефть» (ООО «НИИ Транснефть»), федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»), открытым акционерным обществом «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»)
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 24 «Метрологическое обеспечение добычи и учета углеводородов»
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 ноября 2015 г. N 1976-ст
5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Апрель 2017 г.
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на методики (методы) измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов и устанавливает порядок их выполнения.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 8.009 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений
ГОСТ 8.247 Государственная система обеспечения единства измерений. Метроштоки для измерений уровня нефтепродуктов в горизонтальных резервуарах. Методика поверки
ГОСТ 8.346 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ 8.570 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ 8.600 Государственная система обеспечения единства измерений. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки
ГОСТ 12.1.030 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление
ГОСТ 33 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости
ГОСТ 400 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия
ГОСТ 1756 Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров
ГОСТ 2477 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды
ГОСТ 2517 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 3900 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
ГОСТ 6370 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей
ГОСТ 7502 Рулетки измерительные металлические. Технические условия
ГОСТ 13196 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 18481 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия
ГОСТ 21534 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей
ГОСТ 28498 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний
ГОСТ 30414 Весы для взвешивания транспортных средств в движении. Общие технические требования
ГОСТ 31378 Нефть. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.563 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений
ГОСТ Р 8.580 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов
ГОСТ Р 8.736 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений. Основные положения
ГОСТ Р 51069 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром
ГОСТ Р 51858 Нефть. Общие технические условия
ГОСТ Р 52050 Топливо авиационное для газотурбинных двигателей Джет А-1 (Jet A-1). Технические условия
ГОСТ Р 52340 Нефть. Определение давления паров методом расширения
ГОСТ Р 53228 Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания
ГОСТ Р 54500.1 Неопределенность измерения. Часть 1. Введение в руководства по неопределенности измерения
ГОСТ Р 54500.3 Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения
ГОСТ Р 54500.3.1 Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения. Дополнение 1. Трансформирование распределений с использованием метода Монте-Карло
ГОСТ Р ИСО 5725-1 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения
ГОСТ Р ИСО 5725-6 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 6. Использование значений точности на практике
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 косвенный метод динамических измерений: Метод динамических измерений, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений плотности и объема нефти/нефтепродуктов в трубопроводах.
3.2 косвенный метод статических измерений: Метод статических измерений, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений плотности и объема нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости, мерах полной вместимости.
3.3 косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе: Метод, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений гидростатического давления и уровня нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости.
3.4 масса балласта: Масса воды, солей и механических примесей в нефти.
3.5 масса брутто нефти: Масса нефти, показатели которой соответствуют ГОСТ Р 51858 и ГОСТ 31378.
3.6 масса нетто нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.
3.7 мера вместимости: Средство измерений объема нефти/нефтепродуктов, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу.
3.8 мера полной вместимости: Средство измерений объема нефти/нефтепродуктов, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения.
3.9 прямой метод динамических измерений: Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти/нефтепродуктов с применением преобразователей массового расхода в трубопроводах.
3.10 прямой метод статических измерений: Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти/нефтепродуктов с применением весов.
3.11 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре нефти/нефтепродуктов 15°С или 20°С и избыточному давлению, равному нулю.
4 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
5 Основные положения
5.1 Для измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов, транспортируемых по трубопроводам, применяют:
а) косвенный метод динамических измерений;
б) прямой метод динамических измерений.
5.2 Для измерений массы нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости и мерах полной вместимости применяют:
а) прямой метод статических измерений;
б) косвенный метод статических измерений;
в) косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе.
5.3 Нефть должна соответствовать ГОСТ Р 51858 или ГОСТ 31378.
6 Обеспечение единства измерений
При измерениях массы нефти/нефтепродуктов применяют СИ, СИКН/СИКНП утвержденного типа в соответствии с административным регламентом [1], прошедшие поверку в соответствии с [2].
На чем основан прямой метод динамических измерений массы нефти
Государственная система обеспечения единства измерений
МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Методики (методы) измерений
State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of oil and oil products. Measurement procedures
Дата введения 2020-04-30
Предисловие
Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт трубопроводного транспорта» (ООО «НИИ Транснефть»), Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»), Акционерным обществом «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
2 ВНЕСЕН Подкомитетом ПК 7 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов» Межгосударственного технического комитета по стандартизации МТК 523 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 октября 2019 г. N 123-П)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Минэкономики Республики Армения
Госстандарт Республики Беларусь
Госстандарт Республики Казахстан
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 14 ноября 2019 г. N 1170-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 8.587-2019* введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 30 апреля 2020 г.
Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.
В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге «Межгосударственные стандарты»
ВНЕСЕНА поправка, опубликованная в ИУС N 8, 2020 год
Поправка внесена изготовителем базы данных
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает методики измерений массы нефти/нефтепродуктов, основанные на следующих методах измерений:
а) косвенном методе динамических измерений;
б) прямом методе динамических измерений;
в) косвенном методе статических измерений;
г) прямом методе статических измерений;
д) косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе.
1.2 Настоящий стандарт распространяется:
а) на проектируемые, вновь строящиеся и реконструируемые измерительные системы, в том числе системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов;
б) проектируемые, вновь строящиеся и реконструируемые вертикальные и горизонтальные резервуары;
в) вновь изготавливаемые резервуары (танки) речных и морских наливных судов, железнодорожные цистерны, автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны.
1.3 Настоящий стандарт может быть применен при разработке методик измерений массы нефти/нефтепродуктов для индивидуальных условий применения.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:
ГОСТ 8.009-84 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений
ГОСТ 8.247-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Метроштоки для измерений уровня нефтепродуктов в горизонтальных резервуарах. Методика поверки
ГОСТ 8.346-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ 8.647-2015 Государственная система обеспечения единства измерений. Весы вагонные автоматические. Часть 1. Метрологические и технические требования. Методы испытаний
ГОСТ 33-2016 Нефть и нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической и динамической вязкости
ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров
В Российской Федерации действует в том числе ГОСТ Р 52340-2005 «Нефть. Определение давления паров методом расширения».
ГОСТ 2477-2014 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды
ГОСТ 2517-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
В Российской Федерации действует в том числе ГОСТ Р 51069-97 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром». В Республике Беларусь действует СТБ 1799*.
ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей
ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия
ГОСТ 13196-93 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия
ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей
ГОСТ 31378-2009 Нефть. Общие технические условия
В Российской Федерации действует в том числе ГОСТ Р 51858-2002.
ГОСТ 31873-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора проб
В Республике Беларусь действует в том числе СТБ ИСО 3170.
ГОСТ 32595-2013 Топливо авиационное для газотурбинных двигателей Джет А-1 (JET А-1). Технические условия
В Российской Федерации действует в том числе ГОСТ Р 52050-2006.
ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия
ГОСТ OIML R 76-1-2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания
ГОСТ ISO 3675-2014 Нефть сырая и нефтепродукты жидкие. Лабораторный метод определения плотности с использованием ареометра
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 балласт нефти (ballast of oil): Масса содержащихся в нефти воды, хлористых солей и механических примесей, измеренных с применением средств измерений и/или определенных по результатам лабораторных испытаний.
3.2 балласт мазута (ballast of masut): Масса содержащихся в мазуте воды и механических примесей, измеренных с применением средств измерений и/или определенных по результатам лабораторных испытаний.
3.3 градуировка (gauging): Операция, при которой определяется зависимость выходной величины от входной в виде формул и таблиц с установленными показателями точности.
3.4 градуировочная/калибровочная таблица (gauge table): Документ, определяющий зависимость вместимости технического устройства от уровня его наполнения при нормированном значении температуры с установленными показателями точности, оформляемый при поверке, калибровке или выдаваемый изготовителем технического устройства.
