6.3.11输转约定量（见6.3.7)的液体

6.4岸上管线的内部循环法

GB/T408742021

6.4.1本方法包括经指定的液体输转管线由单一岸罐向自身或向其他岸罐输转一定量的液体， 比收、发液体的TOV。 6.4.2装卸码头宜在隔离后的指定管线中进行液体循环。 6.4.3液体循环前，宜测量收、发罐中的液体体积。 6.4.4在指定管线中循环足够的液体量。液体量通常不少于指定管线容积的120%。 6.4.5再次测量收、发罐中的液体体积。 6.4.6计算并对比收、发液体的TOV。 如果收、发液体TOV的差量在约定允差（见6.2)范围内，可认为指定管线为充满状态。 6.4.8 如果收、发液体TOV的差量超出约定允差螺丝标准，可采取以下任一或全部措施： a） 复查所有计算； b 重新计量岸罐（或核实流量计的体积读数）； 核查阀门设置， 6.4.9 如果以上差量仍超出约定允差，宜考虑进行第二次管线循环操作

6.5高位排气阀/视镜法

6.5.1本方法是对指定管线高点位置是否充满液体的检查。本方法不适用于具有超长水平

6.5.1本方法是对指定管线高点位置是否充满液体的检查。本方法不适用于具有超长水平管段的管 线，因为在这些水平管段中可能存在蒸气。 6.5.2高位排气阀和视镜宜位于各管段的最高位置，如道路跨越或其他架高段。满足以下条件对于使

高位阀门连接在管道圆周的最高点处； 视镜连接在管道圆周的顶部与底部并便于观察； 视镜系统可排出视镜内的可见气体。 6.5.3指定岸罐与油船泊位之间的适用阀门宜打开并处于正压状态，以使管线内充满液体。 6.5.4在符合相关规定的情况下，宜采取适当措施保证排气或排液操作可控。 6.5.5在任一阀门打开及泄压前，管线在排气位置宜处于正压状态。当所有阀门均有液体稳定流出 时，可认为管线已充满。

5.6.1本方法是使用气体或液体推进的清管装置移除管线内货物，并使管线充满推进气体或液体。 6.6.2清管方法仅适用于配备清管器收发系统的码头使用。 6.6.3清管方法可在货物输转前后使用，或前后并用。

6.7管线加压（管线填充）法

6.7.1本方法是使用液体对指定管线内的液体进行加压，以判断管线内是否含有气体。 6.7.2指定管线能保持管线加压操作中的作用压力对于使用本方法是至关重要的，如果不售 使用其他方法。 6.7.3计量对指定管线加压的储罐中的液位

6.7.2指定管线能保持管线加压操作中的作用压力对于使用本方法是至关重要的，如果不能保持，宜 使用其他方法。 6.7.3计量对指定管线加压的储罐中的液位。 6.7.4设置阀门并对指定管线加压，直到压力稳定并达到预设值。预设压力宜与指定管线的正常操作 压力尽可能接近，但不宜超出

6.7.4设置阀门并对指定管线加压，直到压力稳定并达到预设值。预设压力宜与指定管线的 压力尽可能接近，但不宜超出。

6.7.5隔离指定管线。

药品标准6.7.6再次计量并记录储罐中的液位

GB/T408742021

6.7.7加压操作后，如果储罐中的液位变化在约定允差范围内，可认为指定管线已充满。 6.7.8加压操作后，如果储罐中的液位变化超出约定允差，重新计量储罐中的液位。如果液位变化仍 超出允差范围，泄压并重复6.7.3～6.7.7。 6.7.9如果在第二次管线加压后储罐中液位变化超出约定允差，可认为指定管线未充满

本文件与IS011563：2003相比的结构变化情况 表A.1给出了本文件与ISO11563：2003的章条编号对照情况

体检标准GB/T408742021

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L1JGB/T 13236 石油和液体石油产品储罐液位手工测量设备 [2]GB/T 17288 液态烃体积测量容积式流量计计量系统 [3]GB/T 17289 液态烃体积测量涡轮流量计计量系统 [4]GB/T 19779 石油和液体石油产品油量计算静态计量 [5]GB/T 21451.1 石油和液体石油产品储罐中液位和温度自动测量法第1部分：常压罐 中的液位测量 [6]GB/T 21451.2 石油和液体石油产品储罐中液位和温度自动测量法 第2部分：油船舱 中的液位测量 [7]NB/SH/T 0164 石油及相关产品包装、储运及交货验收规则 [8]International safety guide for oil tankers and terminals (ISGOTT)