---
title: "\"МУ 34-70-152-86. Методические указания по инвентаризации жидкого топлива на электростанциях\""
number: "МУ 34-70-152-86"
issuer: "Министерство энергетики и электрификации СССР"
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/mu-34-70-152-86"
---

## "МУ 34-70-152-86. Методические указания по инвентаризации жидкого топлива на электростанциях"

# "МУ 34-70-152-86. Методические указания по инвентаризации жидкого топлива на электростанциях"

(утв. Минэнерго СССР 19.12.1986)

> [!IMPORTANT]
> Документ включен в Указатель действующих в электроэнергетике нормативных документов на 01.03.2010, составленный на основе Реестра действующих в электроэнергетике нормативно-технических документов, приложение N 1 к Приказу РАО "ЕЭС России" от 14.08.2003 N 422 (М.: ООО "Тексус", 2010).
> Документ [введен](#p100003) в действие с 1 января 1987 года.
> Взамен "Инструкции по инвентаризации жидкого топлива на электростанциях" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1980).


<div align="right">

<a id="p100001"></a>Утверждены<br>
Главным научно-техническим<br>
управлением энергетики<br>
и электрификации

</div>

19 декабря 1986 года

<a id="p100004"></a>**МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ**
**ПО ИНВЕНТАРИЗАЦИИ ЖИДКОГО ТОПЛИВА НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ**

<a id="p100005"></a>МУ 34-70-152-86

<div align="right">

<a id="p100003"></a>Срок действия установлен<br>
с 1 января 1987 года

</div>

до 1 января 1992 года

<a id="p100006"></a>Разработано Производственным объединением по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей "Союзтехэнерго".
<a id="p100007"></a>Исполнитель Л.А. Рязанский.
<a id="p100008"></a>Согласовано с Топливно-транспортным управлением Минэнерго СССР.
<a id="p100009"></a>Заместитель начальника В.М. Максютенко.
<a id="p100010"></a>Утверждено Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 19.12.86.
<a id="p100011"></a>Заместитель начальника А.П. Берсенев.

<a id="p100012"></a>Настоящие Методические указания распространяются на все виды топлива (мазут, газотурбинное топливо, сырая нефть, дизельное топливо, заменители мазута), а также присадки, изготовленные на основе нефтепродуктов.
<a id="p100013"></a>Методические указания устанавливают порядок подготовки и проведения инвентаризации и методику определения массы топлива.
<a id="p100014"></a>Методические указания обязательны для работников электростанций, занимавшихся учетом топлива.
<a id="p100015"></a>[Термины](#p100109), принятые в Методических указаниях, приведены в Приложении 1.
<a id="p100016"></a>С изданием настоящих Методических указаний отменяется "Инструкция по инвентаризации жидкого топлива на электростанциях" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1980).


### 1. <a id="p100017"></a>ОБЩАЯ ЧАСТЬ


<a id="p100018"></a>1.1. Инвентаризация жидкого топлива производится в целях определения его фактических остатков и используется для проверки правильности его учета.
<a id="p100019"></a>1.2. Инвентаризации подлежит топливо, находящееся в резервуарах склада (расходных и резервных) и в приемных емкостях, за исключением топлива в трубопроводах.
<a id="p100020"></a>1.3. При выполнении требований, изложенных в настоящих Методических указаниях, относительная погрешность инвентаризации не превысит: в вертикальных цилиндрических резервуарах - +/- 0,5%, в горизонтальных резервуарах - +/- 1,3% измеряемой величины в соответствии с ГОСТ 26976-86. При этом пределы допускаемой относительной погрешности измерений не должны превышать следующих значений: уровня +/- 0,1%; температуры +/- 1%; плотности +/- 0,1%; влажности +/- 1%.
<a id="p100021"></a>1.4. Инвентаризация проводится ежемесячно по состоянию на первое число каждого месяца.
<a id="p100022"></a>1.5. Инвентаризация топлива производится комиссией согласно действующим правилам учета топлива на электростанциях.
<a id="p100023"></a>1.6. При инвентаризации определяется рабочий и "мертвый" [(Приложение 1)](#p100109) остатки топлива при фактической влажности и на "сухую" массу (с вычетом рабочей влажности).
<a id="p100024"></a>1.7. После инвентаризации составляется [акт](#p100117) в соответствии с Приложением 2, в который заносятся результаты измерений и расчетов. Акт утверждается директором электростанции.

#### <a id="p100025"></a>1.8 За "мертвый" остаток принимается топливо:

- <a id="p100026"></a>в расходных резервуарах - на уровне, превышающем на 20 см отметку, при которой происходит срыв насосов при номинальном часовом расходе топлива на электростанции с учетом расхода в линии рециркуляции;
- <a id="p100027"></a>в резервных резервуарах - остающееся после срыва одного откачивающего насоса при 30-процентной его подаче;
- <a id="p100028"></a>в приемных емкостях - на уровне, превышающем на 10 см отметку, при которой происходит срыв одного перекачивающего насоса при его номинальной подаче.
<a id="p100029"></a>1.9. Уровень "мертвого" остатка для каждого резервуара и емкости определяется в течение первого года их эксплуатации комиссией (см. [п. 1.5](#p100022)) и утверждается районным (производственным) энергетическим управлением (объединением).
<a id="p100030"></a>1.10. "Мертвый" остаток при инвентаризации должен приниматься:
- <a id="p100031"></a>для электростанций с расходом мазута 100 т/ч и более - в двух расходных резервуарах;
- <a id="p100032"></a>для остальных электростанций - в одном расходном резервуаре.
<a id="p100033"></a>Увеличение количества расходных резервуаров с "мертвым" остатком по [п. 1.10](#p100030) допускается РЭУ (ПЭО) при соответствующем технологическом обосновании.
<a id="p100034"></a>1.11. В случае, когда в промежутке между инвентаризациями в резервуаре не было движения топлива (подача, отбор), масса топлива в этом резервуаре может приниматься по результатам предыдущей инвентаризации.
<a id="p100035"></a>1.12. На все емкости для хранения топлива должны быть составлены градуировочные таблицы, утвержденные главным инженером электростанции.
<a id="p100036"></a>Градуировка металлических вертикальных резервуаров производится в соответствии с ГОСТ 8.380-80, а горизонтальных - [ГОСТ 8.346-79](https://bukva.ai/docs/gost-8-346-79).
<a id="p100037"></a>Градуировка железобетонных резервуаров производится в соответствии с [[7]](#p100144).
<a id="p100038"></a>1.13. При инвентаризации должны применяться средства измерений, указанные в [Приложении 3](#p100130).
<a id="p100039"></a>1.14. Все средства измерений, применяемые при инвентаризации, должны иметь действующее клеймо (или свидетельство о поверке). Применение средств измерений с истекшим сроком поверки недопустимо.


### 2. <a id="p100040"></a>ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ


<a id="p100041"></a>2.1. Лица, проводящие инвентаризацию, руководствуются "Правилами техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей" (М.: Атомэнергоиздат, 1985).
<a id="p100042"></a>2.2. Трапы с перилами, проложенные к замерным люкам, должны находиться в исправном состоянии.
<a id="p100043"></a>2.3. Открывать люки, отбирать пробы и измерять уровень топлива в резервуарах следует, стоя с наветренной стороны (спиной к ветру) во избежание вдыхания паров нефтепродуктов и возможного попадания жидкого топлива на одежду.
<a id="p100044"></a>2.4. Уровень жидких присадок на основе нефтепродуктов из-за токсичности этих присадок разрешается определять по показаниям штатных приборов.
<a id="p100045"></a>2.5. Не допускается низко наклоняться к горловине замерного люка резервуара.
<a id="p100046"></a>2.6. Входная часть замерного люка резервуара должна быть защищена стационарным или переносным кольцом (полукольцом) из материала, исключающего образование искры при движении стальной ленты (алюминий, фторопласт, медь и т.п.).
<a id="p100047"></a>2.7. После отбора пробы крышка замерного люка резервуара должна быть закрыта.
<a id="p100048"></a>2.8. Пробы мазута должны переноситься в закрытых металлических или пластмассовых сосудах.
<a id="p100049"></a>2.9. При инвентаризации резервуаров с сырой нефтью, газотурбинным топливом, заменителями топлива и жидкими присадками с персоналом проводится дополнительный инструктаж в связи с повышенной взрывоопасностью и токсичностью этих нефтепродуктов.


### 3. <a id="p100050"></a>ПОДГОТОВКА К ПРОВЕДЕНИЮ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ


<a id="p100051"></a>3.1. Слить топливо из цистерн и полностью освободить от него сливные лотки.
<a id="p100052"></a>3.2. Отобрать пробы из нижнего уровня в резервных резервуарах за 1 - 2 сут. до начала инвентаризации, убедиться в наличии отстоя воды и удалить его.
<a id="p100053"></a>3.3. Произвести проверку работоспособности стационарных уровнемеров и датчиков температуры.
<a id="p100054"></a>3.4. Подготовить средства измерений и пробоотборники топлива, применяемые при инвентаризации (см. [Приложение 3](#p100130)), и чистые просушенные лабораторные сосуды с плотно закрывающейся крышкой для сбора и переноса отобранных проб. Описание конструкции пробоотборного устройства и условия его эксплуатации должны быть отражены в местной инструкции по эксплуатации мазутного хозяйства.


### 4. <a id="p100055"></a>МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ ТОПЛИВА



#### <a id="p100056"></a>4.1. Общие положения


<a id="p100057"></a>4.1.1. Условием качественного определения массы топлива в резервуарах является совпадение по времени операций по отбору в них проб топлива с измерением в пробах температуры (см. [п. 4.5](#p100092)) и измерения уровней в этих резервуарах.
<a id="p100058"></a>4.1.2. Масса топлива на электростанции определяется суммированием массы топлива в каждом резервуаре и приемной емкости.
<a id="p100059"></a>4.1.3. Масса топлива (В) в резервуаре при фактической влажности (в соответствии с ГОСТ 26976-86) определяется по формуле:

<a id="p100060"></a>                            В = V ро, т,                       (1)

    где:
<a id="p100061"></a>    V - объем топлива в резервуаре, куб. м;
<a id="p100062"></a>    ро  -  плотность  объединенной  пробы  топлива   при   средней
температуре в резервуаре, т/куб. м.

##### <a id="p100063"></a>4.1.4 Пересчет на сухую массу (В ) производится по формуле:

                                     с

                                   W
                                    p

<div align="center">

<a id="p100064"></a>                       В  = В (I - ---), т,                    (2)

</div>

                        с          100

<a id="p100065"></a>    где W  - влажность топлива, %.
         p


#### <a id="p100066"></a>4.2. Определение объема топлива


<a id="p100067"></a>4.2.1. Объем топлива (V) определяется по градуировочной таблице резервуара и результатам измерения высоты его наполнения.
<a id="p100068"></a>4.2.2. Высота наполнения резервуара определяется уровнемерами, обеспечивающими погрешность измерения по месту не хуже +/- 0,5 см, или с помощью ручных измерительных рулеток с лотом с ценой деления 1 мм.
<a id="p100069"></a>4.2.3. Для каждого резервуара должна быть измерена базовая высота (см. [Приложение 1](#p100109)).

<div align="center">

<a id="p100070"></a>Измерение базовой высоты должно производиться только по замерному люку.

</div>

<a id="p100071"></a>Базовую высоту измеряют рулеткой с лотом не менее двух раз. Расхождение между двумя измерениями не должно превышать 1 мм.
<a id="p100072"></a>Измеренное значение базовой высоты должно быть нанесено на крышку замерного люка.
<a id="p100073"></a>4.2.4. Измерение высоты наполнения производится в каждом резервуаре не менее двух раз. Расхождение между результатами измерений не должно превышать 5 мм. За высоту наполнения принимается среднее значение измерений, округленное до 1 см.
<a id="p100074"></a>4.2.5. Определение высоты наполнения дистанционно (со щита управления) при инвентаризации не допускается.


#### <a id="p100075"></a>4.3. Отбор проб


<a id="p100076"></a>4.3.1. Пробы топлива отбираются в соответствии с ГОСТ 2517-85.

##### <a id="p100077"></a>4.3.2 Пробы топлива необходимо отбирать последовательно сверху вниз.

<a id="p100078"></a>4.3.3. Точечные пробы из вертикальных резервуаров для составления объединенной пробы (см. [Приложение 1](#p100109)) отбираются переносными пробоотборниками с трех уровней: верхнего - на 250 мм ниже поверхности топлива; среднего - с середины высоты столба топлива; нижнего - на 250 мм выше днища резервуара.
<a id="p100079"></a>Пробы верхнего, среднего и нижнего уровней смешиваются в соотношении 1:3:1.
<a id="p100080"></a>4.3.4. При высоте уровня топлива в резервуаре не более 2000 мм точечные пробы отбирают с верхнего и нижнего уровней по [п. 4.3.3](#p100078).
<a id="p100081"></a>Объединенную пробу составляют смешением одинаковых по объему точечных проб верхнего и нижнего уровней.
<a id="p100082"></a>При высоте уровня топлива менее 1000 мм отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня.
<a id="p100083"></a>4.3.5. В горизонтальных резервуарах диаметром более 2500 мм при отборе проб переносным пробоотборником объединенная проба составляется из проб, отобранных с трех уровней согласно [п. 4.3.3](#p100078) и смешанных в соотношении 1:6:1.
<a id="p100084"></a>4.3.6. Пробы топлива из горизонтальных резервуаров диаметром менее 2500 мм, а также более 2500 мм, но заполненных до половины высоты, отбирают с середины столба топлива и на расстоянии 250 мм от днища. Объединенная проба составляется смешением проб среднего и нижнего уровней в соотношении 3:1.
<a id="p100085"></a>4.3.7. Проба, отобранная стационарными пробоотборниками с разных уровней в один прием, является объединенной.


#### <a id="p100086"></a>4.4. Определение плотности


<a id="p100087"></a>4.4.1. Плотность топлива определяется по [ГОСТ 3900-85](https://bukva.ai/docs/gost-3900-85) ареометрами или пикнометрами.
<a id="p100088"></a>4.4.2. Ареометрами плотность топлива измеряется при температуре определения (см. [Приложение 1](#p100109)).
<a id="p100089"></a>    4.4.3.  Пикнометрами  ПЖ-1,  ПЖ-2,   ПЖ-3,   ПТ   определяется

<div align="center">

             20

</div>

плотность (ро  )  только   при  температуре  20 °C.  Двухколенными
             ч
пикнометрами   определяется   плотность   (ро)   при   температуре
определения (испытания).
<a id="p100090"></a>4.4.4. Пересчет плотности при температуре испытания на плотность при температуре 20 °C производится по таблицам [ГОСТ 3900-85](https://bukva.ai/docs/gost-3900-85).
<a id="p100091"></a>4.4.5. Плотность топлива в "мертвом" и рабочем остатках при расчете их массы по [формуле (1)](#p100060) принимается равной плотности (ро) объединенной пробы.


#### <a id="p100092"></a>4.5. Определение температуры топлива


<a id="p100093"></a>4.5.1. Измерение температуры производится в пробах немедленно после их отбора.
<a id="p100094"></a>4.5.2. При отборе проб стационарными пробоотборниками температура измеряется в объединенной пробе [(п. 4.3.3)](#p100078).
<a id="p100095"></a>4.5.3. При применении переносных пробоотборников температура измеряется в каждой пробе, взятой с нижней, средней и верхней точек отбора [(п. 4.3.3)](#p100078). В каждой точке отбора пробоотборник выдерживают не менее 5 мин., после чего извлекают на поверхность.

##### <a id="p100096"></a>4.5.4 Средняя температура топлива в резервуаре определяется по формуле:


                            t  + nt  + t
                             в     с    н
<a id="p100097"></a>                      t   = -------------, °C,                 (3)
                       ср       2 + n

    где:

<div align="center">

<a id="p100098"></a>    t , t , t  - температура индивидуальной  пробы  соответственно

</div>

     в   с   н
верхнего, среднего, нижнего слоя, °C;
<a id="p100099"></a>    n - число долей индивидуальной пробы среднего слоя.
<a id="p100100"></a>4.5.5. Если резервуар оборудован стационарным прибором для измерения температуры (например, для измерения температуры на трех уровнях), то средняя температура определяется по их показаниям по [формуле (3)](#p100097).
<a id="p100101"></a>При уровне топлива в резервуаре ниже расположения верхней точки измерения температуры средняя температура вычисляется как полусумма показаний средней и нижней точек.
<a id="p100102"></a>При уровне топлива ниже расположения средней точки измерения температура принимается по показаниям нижней точки.


#### <a id="p100103"></a>4.6. Определение влажности



##### <a id="p100104"></a>4.6.1 Влажность топлива определяется по [ГОСТ 2477-65](https://bukva.ai/docs/gost-2477-65).


##### <a id="p100105"></a>4.6.2 Влажность топлива в каждом резервуаре определяется:

<div align="right">

- <a id="p100106"></a>для "мертвого" остатка - в пробе, взятой с нижнего уровня;

</div>

<div align="center">

- <a id="p100107"></a>для рабочего остатка - в объединенной пробе.

</div>






<a id="p100108"></a>Приложение 1
Справочное

<a id="p100109"></a>**ТЕРМИНЫ, ПРИНЯТЫЕ В МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЯХ**

<a id="p100110"></a>"Мертвый" остаток         - остаток топлива в резервуарах, который
                            не может быть использован по
                            технологическим условиям эксплуатации
                            резервуаров (емкостей)

<a id="p100111"></a>Рабочий остаток топлива   - фактически используемый остаток
                            топлива в резервуарах - масса  топлива
                            в резервуаре за вычетом "мертвого"
                            остатка

<a id="p100112"></a>Базовая высота резервуара - высота от края фланца замерного люка
                            на перекрытии резервуара до днища

<a id="p100113"></a>Объединенная проба        - проба топлива, составленная путем

<div align="right">

                            смешения точечных проб в определенной<br>
                            пропорции

<a id="p100114"></a>Температура определения   - средняя температура топлива в

</div>

(испытания)                 резервуаре





<a id="p100115"></a>Приложение 2
Обязательное

<a id="p100116"></a>Форма ТТ-23

**_____________________                             "УТВЕРЖДАЮ"**
(электростанция, код)                              Директор
                                             _____________________
                                             "__" ________ 198_ г.

<a id="p100117"></a>                          АКТ N ________
            инвентаризации остатков топлива на складах
                          электростанций

Комиссия в составе: заместителя директора _______________________,
председателя ____________________________________________________,
главного бухгалтера _____________________________________________,
начальника ТТЦ ____________________ и ____________________________
произвела инвентаризацию остатков топлива на складах по  состоянию
на 24 ч 00 мин. _________________ 19__ г.
                  (дата, месяц)


<table>
<colgroup><col width="14%"><col width="7%"><col width="10%"><col width="9%"><col width="10%"><col width="8%"><col width="8%"><col width="7%"><col width="9%"><col width="11%"><col width="8%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Наименование резервуара</td><td rowspan="2">Уровень, см</td><td rowspan="2">Объем, куб. м</td><td rowspan="2">Объем "мертвого" остатка, куб. м</td><td rowspan="2">Рабочий объем топлива, куб. м</td><td rowspan="2">Плотность, т/куб. м</td><td colspan="2">Влажность, %</td><td colspan="2">Масса топлива, т</td><td rowspan="2">Дополнительные сведения</td></tr>
<tr><td>"мертвого" остатка</td><td>рабочего остатка</td><td>"мертвого" остатка</td><td>рабочего остатка</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td><td>6</td><td>7</td><td>8</td><td>9</td><td>10</td><td>11</td></tr>
<tr><td colspan="11">Пример расчета для электростанции с расходом топлива менее 100 т/ч</td></tr>
<tr><td>Расходный</td><td>900</td><td>3078,334</td><td>264,652</td><td>2813,682</td><td>0,912</td><td>3,2</td><td>2,0</td><td>241,363</td><td>2566,078</td><td>По</td></tr>
<tr><td>N 1 Расходный</td><td>898</td><td>3071,460</td><td>94,317</td><td>2977,143</td><td>0,921</td><td>3,0</td><td>2,1</td><td>------- 233,639 86,866</td><td>-------- 2514,756 2741,950</td><td>данным последней</td></tr>
<tr><td>N 2 Резервный</td><td>1325</td><td>4538,651</td><td>92,940</td><td>4445,711</td><td>0,945</td><td>5,0</td><td>3,1</td><td>------ 84,260 87,828</td><td>-------- 684,368 4201,197</td><td>инвентаризации</td></tr>
<tr><td>N 1</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>------ 83,369</td><td>-------- 4070,960</td><td></td></tr>
<tr><td>Резервный</td><td>1301</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>90,938</td><td>4311,525</td><td></td></tr>
<tr><td>N 2</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>------ 86,391</td><td>-------- 4225,294</td><td></td></tr>
<tr><td>Приемная емкость N 1</td><td>41</td><td>59,041</td><td>59,041</td><td>-</td><td>0,943</td><td>3,0</td><td>-</td><td>55,676 ------ 54,005</td><td>- -</td><td rowspan="2"></td></tr>
<tr><td>Итого:</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>564,671 ------- 541,664</td><td>43820,750 --------- 13495,378</td></tr>
<tr><td colspan="11">Общий остаток: при фактической влажности 14385,421 т; на сухую массу 14037,042 т</td></tr>
</table>


<a id="p100128"></a>*Примечание.* В графах 9 и 10 масса топлива указывается дробью: в числителе - при фактической влажности, в знаменателе - на сухую массу.

<div align="right">

    Обмер произвели ______________________________________________

</div>

    Председатель комиссии ________________________________________

<div align="center">

                                        (подпись)<br>
    Члены комиссии _______________________________________________

</div>

                                        (подпись)





<a id="p100129"></a>Приложение 3
Обязательное

<a id="p100130"></a>**ПЕРЕЧЕНЬ**
**СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ, НЕОБХОДИМЫХ**
**ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ**


| Измеряемые параметры, операция | Наименование прибора, ГОСТ | Характеристика прибора | Дополнительные указания |
| --- | --- | --- | --- |
| Уровень топлива в резервуаре | Уровнемеры поплавковые с пружинным уравновешиванием по ГОСТ 13702-78 и ТУ 25-070374-79. Измерительная металлическая рулетка длиной 10 и 20 м по ГОСТ 7502-80 | Погрешность измерения при местном отсчете +/- 4 мм. Цена деления 1 мм | Разрешается применение других типов уровнемеров с указанной погрешностью |
| Отбор проб | Пробоотборники по ГОСТ 13196-85 и ГОСТ 2517-85. Пробоотборники переносные по ГОСТ 2517-85 | Обеспечивает отбор объединенных проб. Отбор проб с заданного уровня | Изготовление по месту |
| Плотность | Ареометр по [ГОСТ 18481-81Е](https://bukva.ai/docs/gost-18481-81) Пикнометры по [ГОСТ 22524-77Е](https://bukva.ai/docs/gost-22524-77) | Расхождение между параллельными определениями, полученное одним исполнителем, не более 0,0006 г/куб. см Расхождение между параллельными определениями, полученное одним исполнителем, не более 0,0007 г/куб. см |  |
| Температура | Термометры по ГОСТ 215-73 | Цена деления шкалы не более 1 °C, предел измерений 0 - 100 °C |  |
| Влажность | [ГОСТ 2477-65](https://bukva.ai/docs/gost-2477-65). Аппарат для количественного определения воды в нефтепродуктах по ГОСТ 1594-69Е | Расхождения между результатами двух параллельных определений, полученными одним лаборантом на одной и той же аппаратуре и идентичном испытуемом материале в одинаковых условиях, не должны превышать 0,1 куб. см при объеме воды, меньшем или равном 1,0 куб. см x 0,1 куб. см или 2% среднего значения (в зависимости от того, какая из этих величин больше) - при объеме воды более 1,0 куб. см |  |







## <a id="p100137"></a>СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


1. <a id="p100138"></a>ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.
2. <a id="p100139"></a>ГОСТ 13196-85. Пробоотборники стационарные для резервуаров с нефтью и нефтепродуктами. Типы и основные параметры. Общие технические требования.

<div align="center">

3. <a id="p100140"></a>[ГОСТ 3900-85](https://bukva.ai/docs/gost-3900-85). Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.<br>
4. <a id="p100141"></a>[ГОСТ 2477-65](https://bukva.ai/docs/gost-2477-65). Нефтепродукты. Метод определения содержания воды.<br>
5. <a id="p100142"></a>ГОСТ 8380-80. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические вместимостью 100 - 50000 куб. м. Методы и средства поверки.<br>
6. <a id="p100143"></a>[ГОСТ 8.346-79](https://bukva.ai/docs/gost-8-346-79). Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки.<br>
7. <a id="p100144"></a>[РД 50-156-79](https://bukva.ai/docs/rd-50-156-79). Методические указания. Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 куб. м геометрическим методом.<br>
8. <a id="p100145"></a>Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. М.: Энергоатомиздат, 1984.<br>
9. <a id="p100146"></a>Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.: Энергоиздат, 1977.<br>
10. <a id="p100147"></a>Типовая инструкция по эксплуатации мазутных хозяйств тепловых электростанций. ТИ 34-70-009-82. СПО Союзтехэнерго, 1982.<br>
11. <a id="p100148"></a>ГОСТ 26976-86. ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы.<br>
12. <a id="p100149"></a>Правила учета топлива на электростанциях. М.: СПО Союэтехэнерго, 1982.

</div>




<a id="p100150"></a>

---