Национальный стандарт российской федерации гост р

Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как общую массу воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

Примечание: Массу нетто нефтепродукта, определяют при необходимости и только в том случае, если в нефтепродукте присутствует балласт. В этом случае, массу нетто нефтепродуктов определяют как разность массы брутто нефтепродуктов и массы балласта. Массу балласта определяют как общую массу воды, хлористых солей и механических примесей в нефтепродуктах.

13. Массовую долю воды, механических примесей и хлористых солей в нефти (нефтепродуктах) определяют по ГОСТ 2477, ГОСТ 6370 и ГОСТ 21534 (только для нефти) соответственно.

6Обеспечение единства измерений

1. 
   Вновь вводимые в эксплуатацию (выпускаемые) СИКН (СИКНП), применяемые в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, согласно порядку, предусмотренному МИ 2773, подлежат испытаниям в целях утверждения типа в соответствии с Порядком [2].
   
2. 
   СИКН (СИКНП), до ввода в эксплуатацию, а также после ремонта подлежат первичной поверке, а в процессе эксплуатации – периодической поверке в соответствии с правилами по стандартизации [3].
   
3. 
   Периодическую поверку СИ, входящих в состав СИКН (СИКНП) рекомендовано проводить по графикам владельца СИКН (СИКНП), согласованными с руководителем метрологической службы, осуществляющей поверку СИ, с предоставлением копий графиков (или выписок из графиков) принимающей, сдающей сторонам и организации, проводящей техобслуживание.
   
4. 
   Периодическую поверку СИ рекомендовано проводить не реже:
   

   - счетчиков-расходомеров жидкости массовых,	- 1 раз в год;
   ПР и счетчиков жидкости,	- 1 раз в год;
   - ПП	- 1 раз в год;
   - преобразователей давления и температуры	- 1 раз в год;
   - манометров
   - термометров стеклянных	- 1 раз в три года;
   - вторичной аппаратуры счетчиков-расходомеров жидкости массовых, ПР и счетчиков жидкости; суммирующих приборов, СОИ, корректоров вязкости	- 1 раз в год;
   - преобразователей влагосодержания, вязкости, серосодержания	- 1 раза в год.

5. 
   Методики (методы) измерений нефти (нефтепродуктов) разрабатывают и утверждают в соответствии с ГОСТ Р 8.563 с оформлением свидетельства об аттестации и дальнейшей регистрацией в установленном порядке.
   
6. 
   Программный комплекс, применяемый в СОИ и АРМ оператора, а также все алгоритмы так или иначе связанные с вычислениями массы нефти (нефтепродукта), подлежат аттестации с оформлением свидетельства о метрологической аттестации в установленном законодательством Российской Федерации порядке в соответствии с
   ГОСТ Р 8.654 и рекомендацией [4].
   
7. 
   Испытательные лаборатории нефти должны быть аккредитованы в установленном порядке согласно ГОСТ ИСО/МЭК 17025.
   
8. 
   Обязательная метрологическая экспертиза ТЗ, проектной, конструкторской, технологической документации СИКН (СИКНП) проводится в порядке и случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации. ТЗ и проектная документация СИКН (СИКНП) должны быть согласованы принимающей (сдающей) нефть (нефтепродукты) стороной и утверждены заказчиком.
   
9. 
   Поверку СИКН (СИКНП) проводят согласно методикам поверки, разработанным и утвержденным в установленном порядке.
   
10. 
    Внеочередную поверку СИКН (СИКНП) проводят в соответствии с правилами по стандартизации [3].
    
11. 
    Внеочередную поверку счетчиков-расходомеров жидкости массовых и ПР или счетчиков жидкости, входящих в состав СИКН (СИКНП), проводят в следующих случаях:
    

12. 
    Сведения о результатах поверки СИКН (СИКНП), предназначенных для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, передаются в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений проводящими поверку СИКН (СИКНП) юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями.
    
13. 
    КМХ счетчиков-расходомеров жидкости массовых, ПР или счетчиков жидкости, ПП, влагомеров проводят по графикам КМХ в соответствии с «Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденными приказом Министерства промышленности и энергетики РФ от 31 марта 2005 г. № 69.
    
14. 
    Внеочередной КМХ проводят по письменному требованию принимающей (сдающей) нефть стороны с обоснованием причин.
    
15. 
    В межповерочном интервале преобразователей давления и температуры, а также ПВ периодический контроль их метрологических характеристик не проводят.
    
16. 
    Испытательное оборудование, установленное в испытательных лабораториях нефти (нефтепродуктов), подлежит аттестации по ГОСТ Р 8.568.