Что применяется для измерения уровня подтоварной воды в нефтепродуктах
Что применяется для измерения уровня подтоварной воды в нефтепродуктах
Данные измерения определяют такие параметры уровень подтоварной воды, плотность и температура продукта в резервуаре автозаправочной станции для того, чтобы определить объем нефтепродукта.
Чтобы определить вес нефтепродукта при помощи объемно-весового метода нужно выполнить следующее:
Для того, чтобы произвести измерения используется специальная паста, которая готовится незадолго до процедуры. Паста наносится слоем в 0,2-0,3 мм с двух противоположных сторон на конец метроштока. При воздействии воды на пасту, она меняет окраску, а нефтепродукт не меняет свой цвет. Паста действует гораздо быстрее, нежели водочувствительная лента. Действует она для четкого измерения уровня подтоварной воды в течение одной-двух минут.
Приготовить пасту достаточно просто – делают однородную смесь из 2 частей мыла, смоченного водой и 1 части ультрамарина. Для того, чтобы уровень подтоварной воды был хорошо виден на метроштоке с нанесенной пастой, метрошток должен выдерживаться в емкости до 7 минут.
Если необходимо измерить уровень подтоварной воды перед процедурой к лоту цепляют водочувствительную ленту из бумаги высокой плотности, которая покрыта водочувствительной лентой. След, который остается на ленте, определяет уровень подтоварной воды в емкости.
Это материал, который может изменить свою окраску при воздействии воды. Готовятся в виде ленты длиной от 200 до 700мм, шириной от 10 до 30 мм. Хранится должна в герметичной таре, поскольку очень гигроскопична. Применяется в основном для измерения уровня подтоварной воды в маслах или ГСМ. При этом лента прикрепляется к рейке и опускается в емкость с маслом или ГСМ и удерживается в вертикальном положении до 2 минут.
Точность учета нефтепродуктов в коммерческой добыче, играет довольно весомую роль. Для того, чтобы определить массу нефтепродуктов, необходимо провести измерения уровня подтоварной воды, среднюю температуру и плотность нефтепродукта. Это нужно для приведения этих значений к оптимальным условиям.
Измерение уровня жидкости в резервуаре
Учет количества нефтепродуктов в резервуарных парках производится при помощи мерных рулеток длиной до 20 метров. Эти рулетки опускаются внутрь резервуара через люк. Измерение уровня жидкости в резервуаре определяется по поверхности рулетки, которая будет смочена в нефтепродукте. Также нужно и определить уровень подтоварной воды.
Доверить измерения уровня подтоварной жидкости и другие измерения можно специалистам компании «Oil Systems». Команда профессионалов ответственно подойдет к решению любых проблем и вопросов по обслуживанию предприятий нефтегазовой отрасли.
Определение уровня продуктов и подтоварной воды в резервуарах и транспортных средствах.
Уровень продукта в резервуарах определяют стационарными уровнемерами, электронной рулеткой, а также вручную измерительной рулеткой с грузом.
Измерение уровня продукта измерительной рулеткой производят следующим образом. В открытый люк резервуара опускают лот и разматывают ленту до тех пор, пока лот не коснется дна. При этом необходимо следить за тем, чтобы лента не касалась края люка и ее разматывание не было слишком интенсивным. Рулетки с лотом имеют предел измерения до 20 м. Нулевое деление шкалы находится на нижнем торце лота, а ее шкала является продолжением шкалы лота, длина которого равна 300 мм. Цена деления шкалы ленты и лота 1 мм. Погрешность измерения уровня рулеткой с лотом составляет +/- 5 мм.
Ленту рулетки до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.
Проверяется базовая высота резервуара (расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или риски направляющей планки измерительного люка) (Нб). Измеренная базовая высота сравнивается с паспортным значением величины базовой высоты, нанесенной на резервуаре.
Если Нб отличается от полученного результата более чем на 0,1% Нб, выясняется причина изменения базовой высоты, которая должна быть устранена в ближайшее время. Нб резервуара измеряется не менее 1-го раза в год, а также после ремонта и зачистки резервуара в соответствии с требованиями ГОСТ 8.570.
Если измеренное значение базовой высоты отличается от паспортного значения Нб не более, чем на 0,1% Нб, то измерение уровня продукта рулеткой осуществляется в следующей последовательности:
Рулетка медленно опускается до касания днища лотом, не допуская отклонения лота от вертикали, не задевая внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности продукта и не допуская волн.
Затем рулетку поднимают строго вертикально вверх, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты продуктом с точностью до 1 мм. Измерения уровня жидкости в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличается не более 1 мм, то берется среднее значение.
Измерения уровня подтоварной водыв резервуарах проводят измерительной рулеткой при помощи водочувствительной ленты или пасты следующим образом:
Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с 2-х противоположных сторон.
Водочувствительную пасту наносят тонким слоем на поверхность лота полосками с 2-х противоположных сторон.
Подготовленную таким образом рулетку медленно опускают до касания днища лотом, не допуская отклонения лота от вертикали, не задевая внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности продукта и не допуская волн и выдерживают в резервуаре неподвижно в течение 2 – 3 мин., когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и продукта будет резко выделена.
Измерения уровня подтоварной воды в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличается не более 1 мм, то берется среднее значение.
Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте она обозначена нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.
Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и продуктом и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае измерения повторяют после отстоя и расслоения эмульсии.
Общий объем продукта и объем подтоварной воды определяют по его градуировочной таблице.
Фактический объем продукта в резервуаре определяется по формуле:
Vж – объем жидкости (продукт и подтоварная вода), определяемый по градуировочной таблице резервуара;
Vв – объем подтоварной воды в резервуаре, определяемый по градуировочной таблице резервуара;
tст– температура стенки резервуара, принимаемая равной температуре продукта в резервуаре.
Плотность продуктаизмеряют плотномером в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип или ареометром по нормативным документам с учетом систематической погрешности, по объединенной пробе продукта, отобранной из резервуара. Значения плотности приводят к температуре измерения объема продукта в резервуаре и к стандартным условиям.
Среднюю температуру продукта в мерах вместимости определяют с помощью стационарных преобразователей температуры или преобразователя температуры в составе стационарного уровнемера в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации одновременно с измерениями уровня или вручную путем ее измерений при отборе точечных проб.
При отборе объединений пробы стационарными пробоотборниками в один прием определяют среднюю температуру продукта путем измерений температуры этой пробы термометром.
При невозможности измерения средней температуры продукта стационарными термометрами допускается определять среднюю температуру по результатам измерений температур продукта в точечных пробах.
При отборе точечных проб температуру продукта в пробе определяют в течение 1 – 3 мин. после отбора пробы, при этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы в течение не менее 5 мин. Термометр погружают в продукт на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.
Среднюю температуру продукта рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных.
При измерениях массы продукта в мерах полной вместимости косвенным методом статических измерений объем продукта определяют по свидетельству о поверке меры полной вместимости. Плотность продукта измеряют переносным плотномером или определяют лабораторным методом по точечной пробе продукта, отобранной из меры полной вместимости.
Массу продукта определяют как произведение объема продукта и плотности, приведенной к условиям измерений объема, или как произведение объема продукта и плотности продукта, приведенных к стандартным условиям.
Температуру продукта в мерах полной вместимости измеряют термометром в точечной пробе продукта.
При измерениях массы продукта в мерах полной вместимости прямым методом статических измерений массу порожней меры полной вместимости и массу меры полной вместимости с продуктом измеряют на весах. Массу продукта вычисляют как разность массы меры полной вместимости с продуктом и массы порожней меры полной вместимости.
Средства измерений (СИ), применяемые для измерений массы, объема, уровня, плотности, температуры, давления и других параметров продуктов при проведении учетно-расчетных операций должны иметь сертификаты Госстандарта РФ об утверждении типа средств измерений и быть допущены в обращение в Российской.
СИ, применяемые при учете продуктов, подлежат поверке органами Государственной метрологической службы.
СИ, применяемые при оперативном учете продуктов, могут подвергаться калибровке.
Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются:
— местные и дистанционные измерители уровня продуктов;
— сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней продуктов;
— дистанционные измерители средней температуры продуктов;
— сниженный пробоотборник и др.
Для определения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах применяются системы дистанционного замера уровня, местные уровнемеры, сниженные пробоотборники.
Система контроля параметров продуктов в резервуарах должна обеспечивать:
— измерение технологических параметров в резервуарах (уровень продукта и уровень подтоварной воды, средняя температура продукта, давление столба жидкости и давление газовоздушной среды в резервуарах без понтона) и температуры окружающего воздуха;
— расчет, хранение и отображение на экране монитора значений контролируемых параметров продуктов в резервуаре (масса и объем продукта, уровень продукта и уровень подтоварной воды, средняя температура продукта, плотность продукта);
— сигнализацию достижения контролируемыми параметрами заданных значений с выдачей предупредительных и управляющих сигналов в систему управления резервуарным парком;
— архивацию данных по геометрическим и калибровочным параметрам резервуаров, корректировку калибровочных данных (при расчете средней площади) с учетом отклонения текущей температуры от температуры, при которой производилась градуировка резервуара;
— оперативный и коммерческий учет массы продуктов в резервуарах, расчет массы, плотности продуктов при температуре измерения и приведенных к расчетной температуре;
— контроль достоверности измерений и исправности датчиков;
— контроль герметичности резервуаров;
— прогноз времени заполнения и опорожнения резервуаров;
— расчет общего количества и свободной емкости;
— передачу всего объема информации на компьютер верхнего уровня контроля и управления предприятия (МДП) и на РДП по системе телемеханике;
— печать журнала оператора, актов приема-сдачи продуктов по установленным формам;
— защиту системной информации от несанкционированного доступа;
— самодиагностику оборудования системы контроля;
При этом измеряемые параметры продуктов в резервуаре:
— уровень подтоварной воды;
— послойная (точечная) температура продуктов в резервуаре;
— плотность продукта в резервуаре при температуре измерения объема.
Рассчитываемые параметры продуктов в резервуаре:
— объем подтоварной воды;
— средняя температура продуктов в резервуаре;
— плотность продукта в резервуаре;
— объем принятого (отпущенного) продукта в резервуаре;
— масса продукта в резервуаре;
— масса принятого (отпущенного) продукта в резервуаре.
В комплекс должен входить комплект программного обеспечения, обеспечивающий выполнение всех функций и задач.
Алгоритмы расчетов, градуировочные (калибровочные) таблицы резервуаров, значения измеряемых и вносимых параметров и коэффициентов, а также все справочные данные, используемые программным обеспечением для выполнения функций коммерческого учета продуктов, должны быть защищены от несанкционированного изменения.
Программное обеспечение должно служить для создания и поддержания конфигурации системы и обеспечивать:
— представление данных по контролируемым параметрам;
— расчет данных по объему и массе нефтепродукта в резервуарах;
— расчет общего объема, массы и свободной емкости по каждому виду нефтепродукта;
— сигнализацию и регистрацию в журнале оператора фактов переполнения, утечек, достижения измеряемыми и расчетными параметрами предельных (максимального и минимального) значений и других нарушений в работе системы контроля параметров;
— графическое представление всех контролируемых резервуаров и параметров в виде мнемонических схем, таблиц, графиков и т.д.
— обеспечение различных режимов наблюдений – результаты измерений, учет, сигнализация, группы резервуаров и отдельные резервуары, групповые обзоры по видам нефтепродукта, по резервуарам, по параметрам;
2. «Инструкция о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР» (утв. Госкомнефтепродуктом СССР 15.08.1985 N 06/21-8-446) (ред. от 30.11.1987)
2. Методы и средства измерений нефти и нефтепродуктов
2. Методы и средства измерений нефти и нефтепродуктов 
Объемно-массовый метод измерений
2.1. Этим методом определяется масса нефтепродукта по его объему и плотности. Объем нефтепродукта определяется из градуировочных таблиц по измеренному уровню в резервуарах, железнодорожных цистернах, танках судна или по полной вместимости указанных емкостей. Объем можно также измерять счетчиком жидкости.
Приборы и средства измерения
2.2. Объем нефтепродуктов определяется в стационарных резервуарах, транспортных средствах и технологических трубопроводах, отградуированных в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.
Технологические трубопроводы для нефтепродуктов должны градуироваться согласно «Методическим указаниям по определению вместимости и градуировке трубопроводов нефтебаз. Геометрический метод».
После каждого капитального ремонта и вызванного в связи с этим изменения вместимости резервуара, но не реже 1 раза в 5 лет должна проводиться повторная градуировка резервуара.
После оснащения резервуара внутренним оборудованием к градуировочной таблице оформляется изменение, которое утверждается в порядке, установленном для градуировочных таблиц.
Повторная градуировка трубопроводов должна проводиться не реже 1 раза в 10 лет. При изменении схемы трубопровода, протяженности, диаметра отдельных его участков и т.д. к градуировочной таблице трубопровода оформляется изменение, которое утверждается в порядке, установленном для таблицы.
Также не реже 1 раза в 10 лет должны пересматриваться градуировочные таблицы на резервуары железобетонные.
2.4. К градуировочной таблице должны быть приложены:
— акт и протокол определения размеров резервуара;
— акты измерений базовой высоты и неровностей днища (формы акта и протокола приведены в ГОСТ 8.380-80);
— данные о массе понтона и уровне его установки от днища резервуара;
— таблица средних значений вместимости дробных частей сантиметра каждого пояса резервуара.
В градуировочной таблице указывают величины, на которые внесены поправки при ее расчете.
2.5. Для проведения градуировки и составления таблиц должен привлекаться специально обученный персонал. Организации, проводящие градуировку, должны быть зарегистрированы в органах Госстандарта и иметь право на проведение таких работ.
Базовая высота и неровности днища вертикального резервуара, уклон корпуса горизонтального резервуара измеряются ведомственной метрологической службой. Результаты измерений оформляются актом, который утверждается руководством предприятия, организации нефтепродуктообеспечения.
2.7. Объем нефтепродукта в автомобильных цистернах определяется по полной их вместимости или по показаниям объемного счетчика.
Вместимость автоцистерны должна устанавливаться заводом-изготовителем и периодически поверяться органами Госстандарта согласно Инструкции 36-55, но не реже 1 раза в 2 года.
Объем нефтепродукта в автоцистерне, заполненной до указателя уровня, определяется по свидетельству, выданному территориальными органами Госстандарта и которое должно предъявляться водителем.
2.8. Вместимость железнодорожных цистерн должна устанавливаться путем индивидуальной градуировки каждой цистерны.
До осуществления индивидуальной градуировки допускается устанавливать вместимость по «Таблицам калибровки железнодорожных цистерн», составленным расчетным методом по чертежам на каждый тип цистерн.
2.9. В железнодорожных цистернах объем нефтепродуктов определяется по градуировочным таблицам, составленным на каждый сантиметр высоты. Среднее значение вместимости дробных частей сантиметра вычисляется расчетным путем.
2.10. Определение количества нефтепродуктов при приеме и наливе нефтеналивных судов должно производиться по измерениям в резервуарной емкости нефтебазы (при длине береговых трубопроводов до двух километров) или по измерениям в танках нефтеналивных судов с использованием их градуировочных таблиц (при протяженности береговых трубопроводов более двух километров).
2.11. Уровень нефтепродукта должен измеряться рулетками, метроштоками или уровнемерами. Техническая характеристика средств измерений приведена в таблице 2.1.
При учетно-расчетных операциях запрещается пользоваться средствами измерения уровня, не прошедшими госповерку или аттестацию в органах Госстандарта в соответствии с ГОСТ 8.001-80 или ГОСТ 8.326-78.
2.12. Для измерения уровня подтоварной воды применяются водочувствительные ленты или пасты. Ленты прикрепляются, а пасты наносятся тонким слоем с двух сторон на груз рулетки или метрошток.
Ленты должны храниться в плотно закрытых футлярах, пересыпанные мелом или тальком, а паста в закрытых банках. Пасты применяются, главным образом, для измерения подтоварной воды в светлых нефтепродуктах.
2.13. Плотность в отобранных пробах определяется ареометрами стеклянными типа АН или АНТ-1 по ГОСТ 18481-81, имеющими погрешность измерений +/- 0,5 кг/куб. м, или гидростатическими весами. Цилиндры стеклянные для ареометров должны соответствовать этому стандарту. В трубопроводе плотность нефтепродукта может измеряться автоматическими измерителями плотности, допущенными к применению Госстандартом и обеспечивающими погрешность измерения не более +/- 0,1%.
2.14. Температура нефтепродуктов должна измеряться термометрами ртутными стеклянными лабораторными ТЛ-4 группа 4Б N 1 и 2.
Измерять среднюю температуру нефтепродукта в резервуарах можно с помощью термометров сопротивления. Погрешность средств измерения температуры не должна превышать +/- 0,5 град. C.
2.15. Уровень нефтепродуктов в резервуарах можно измерять рулеткой с грузом или уровнемерами с местным отсчетом или дистанционной передачей показаний на пульт в операторную; показания необходимо считывать с точностью до 1 мм; место касания груза на днище резервуара должно быть горизонтальным и жестким. При измерениях в горизонтальных резервуарах нижний конец метроштока или груза рулетки должен попадать на нижнюю образующую резервуара. Стабильность точки отсчета контролируется базовой высотой. В случае изменения базовой высоты необходимо выяснить причину этого изменения и устранить ее.
Показания рулетки или метроштока отсчитывают с точностью до 1 мм сразу по появлении смоченной части рулетки или метроштока над измерительным люком.
Если расхождения превышают 1 мм, измерения необходимо повторить.
Ленту рулетки или метрошток до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.
Если грань обозначается на ленте или пасте с противоположных сторон груза рулетки или метроштока на разной высоте, то измерения должны быть повторены.
2.18. При измерении уровня нефтепродукта в горизонтальных резервуарах необходимо вносить поправку на уклон резервуара по формуле:
Допустимый уклон резервуара не более 1:1000.
2.19. Уровень нефтепродукта и подтоварной воды в железнодорожных цистернах измеряется метроштоком через горловину котла цистерны в 2-х противоположных точках горловины по оси цистерны. При этом необходимо следить за тем, чтобы метрошток опускался на нижнюю образующую котла и не попадал в углубления для нижних сливных приборов. Уровень следует отсчитывать до 1 мм.
2.20. В автоцистерны нефтепродукт следует наливать до планки, установленной в горловине котла цистерны на уровне, соответствующем номинальной вместимости, или по заданной дозе согласно показаниям объемного счетчика.
2.21. Плотность нефтепродуктов в резервуарах и транспортных средствах определяется по отобранным пробам, в трубопроводе измеряется автоматическими плотномерами или по отобранным пробам. Плотность отсчитывается до четвертого знака.
Из резервуаров и транспортных средств пробы отбираются в соответствии с ГОСТ 2517-80.
В стационарных резервуарах для отбора проб должны применяться сниженные пробоотборники по ГОСТ 13196-77 или ручные пробоотборники по ГОСТ 2517-80.
Для отбора точечных проб пробоотборник опускается на заданный уровень и выдерживается в течение 5 минут.
2.22. При наливе автоцистерн на нефтебазах для определения плотности следует отбирать пробы через каждые 2 часа из автоцистерн.
Отсчитывается температура по термометру, не вынимая его из нефтепродукта.
Температура нефтепродукта вычисляется как среднее арифметическое температур точечных проб, взятых в соотношении, принятом для составления объединенной пробы по ГОСТ 2517-80.
Например: объединенная проба нефтепродукта из вертикального резервуара отбирается с трех уровней: верхнего, среднего и нижнего и смешивается в соотношении 1:3:1.
В этом случае средняя температура нефтепродукта вычисляется:
При дистанционном измерении средней температуры нефтепродукта в резервуаре термометрами сопротивлений температура в пробах не измеряется.
Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм отбирается с 3-х уровней: верхнего, среднего и нижнего и смешивается в соотношении 1:6:1.
Средняя температура вычисляется:
Объединенная проба из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более 2500 мм, заполненного на высоту до половины диаметра и менее, отбирается с 2-х уровней: середины и низа и смешивается в соотношении 3:1, а температура рассчитывается по формуле:
2.24. Плотность нефтепродукта по отобранным пробам определяется в лаборатории или на месте отбора проб по ГОСТ 3900-85.
2.27. Масса принятого (отпущенного) нефтепродукта в резервуарах с понтонами или плавающими крышами определяется с учетом массы понтона (плавающей крыши) и его положения в резервуаре. Для этого необходимо знать на каком уровне начинает всплывать понтон или плавающая крыша. Масса понтона или плавающей крыши определяется по рабочим чертежам, прикладываемым к градуировочной таблице.
2.28. При заполнении резервуара нефтепродуктом отдельные части понтона (плавающей крыши) всплывают неодновременно. Зона от начала и до конца всплытия зависит от конструкции покрытия и диаметра резервуара. При эксплуатации следует избегать измерений нефтепродуктов в этой зоне, так как это ведет к большим погрешностям при определении массы нефтепродукта.
2.29. При определении количества нефтепродуктов в резервуарах с понтонами или плавающими крышами должны вноситься поправки в соответствии с ГОСТ 8.380-80.
2.30. При приемке и отпуске нефтепродуктов необходимо помнить:
— если до и после измерений покрытие находится в плавающем состоянии или на опорах, поправка на покрытие не вносится.
Обработка результатов измерений
2.31. Масса нефтепродуктов определяется по формуле:
Объем нефтепродукта определяется вычитанием объема подтоварной воды из общего объема. Содержание воды в нефтепродукте (в процентах) определяется по ГОСТ 2477-65 и масса ее вычитается из массы нефтепродукта.
Для нефти, кроме наличия воды, определяется содержание хлористых солей (в процентах) по ГОСТ 21534-76 и механических примесей по ГОСТ 6370-83.
Масса воды, солей и механических примесей вычитается из массы нефтепродуктов.
Массовый метод измерений
2.32. Этим методом измеряется масса нефтепродукта в таре и транспортных средствах путем взвешивания на весах.
2.33. Для взвешивания нефтепродуктов в таре применяются весы товарные общего назначения грузоподъемностью до 3000 кг, шкальные и циферблатные. Нефтепродукты в мелкой таре взвешиваются на настольных весах с пределами взвешивания от 5 до 20 кг.
Автоцистерны с нефтепродуктами взвешиваются на весах автомобильных стационарных и передвижных общего назначения грузоподъемностью от 10 до 30 т.
Взвешивание мазута в автоцистернах проводится по РД 50-266-81.
2.34. Масса взвешиваемых нефтепродуктов должна соответствовать грузоподъемности весов. Взвешивание грузов массой более Рmax или менее Рmin, установленных для данного типоразмера весов, не допускается. Выбор грузоподъемности весов должен обеспечить возможность взвешивания максимальных для данного пункта масс нефтепродуктов. Завышенная грузоподъемность весов увеличивает погрешность взвешивания. Для снижения влияния внешних условий на погрешность измерений весовые устройства должны быть защищены от ветра и осадков.
Масса нефтепродуктов определяется как разность между массой брутто и массой тары.
Взвешивание в таре может производиться поштучно и групповым способом, который применяется при отпуске односортных нефтепродуктов. Отсчеты на шкальных и циферблатных весах ведут до 1 деления шкалы.
Железнодорожные цистерны взвешиваются в соответствии с ГОСТ 8.424-81.
Масса нефтепродуктов в железнодорожных цистернах может определяться как в одиночных цистернах, так и в составе в целом, как слагаемое из одиночных цистерн.
2.35. В одиночных цистернах масса нефтепродуктов определяется как разность измеренных масс груженой и порожней цистерны.
2.36. Взвешивание груженых цистерн без расцепки производится в соответствии с ГОСТ 8.424-81.
Масса нефтепродукта определяется как разность между суммой измеренных масс груженых цистерн и суммой масс порожних цистерн, указанных на трафаретах.
2.37. Масса нефтепродукта груженого состава на ходу определяется как разность между суммой измеренных масс всех цистерн в составе и суммой масс этих цистерн, указанных на трафаретах или определенных взвешиванием тары.
Допустимая погрешность весов, число цистерн в составе и масса нефтепродукта в каждой цистерне приведены в таблице 2.2.
Предельная погрешность определения массы нефтепродукта составляет +/- 0,5% (наибольшая суммарная масса взвешиваемых цистерн в составе до 2000 т).