Производится проверка градуированной реки



Методика поверки ТРК на АЗС

Теоретические сведения

Метрология— наука об измерениях физических величин, методах и средствах обеспечения их единства и способах достижения требуемой точности.

Средства измерений, находящиеся в эксплуатации на АЗС, подлежат государственной поверке.

Ответственный за метрологическое обеспечение деятельности АЗС определяется руководством организации.

Эксплуатация средств измерений осуществляется в соответствии с требованиями соответствующей нормативной технической документации.

При необходимости руководством организации на основании действующей нормативно-технологической документации разрабатываются и утверждаются методики (инструкции) по вопросам эксплуатации и хранения средств измерений.

Порядок поверки или калибровки резервуаров и технологических трубопроводов, оформления градуировочных таблиц регламентируется соответствующей нормативной технической документацией.

Отступления от требований нормативной технической документации по применению и эксплуатации средств измерения, а также использование неповеренных средств измерения не допускаются.

Поверка – составная часть метрологического контроля, включающая выполнение работ, в ходе которых подтверждаются метрологические характеристики средств измерений и определяется соответствие средств измерений требованиям законодательства РБ об обеспечении единства измерений.

Поверку СИ проводят с целью установления их соответствия метрологическим и техническим требованиям, установленных в нормативной документации (НД), и признания СИ пригодными к применению.

Поверка бывает следующих видов:

— первичная – проводится при выпуске СИ из производства, а также ввозимых по импорту, прошедших государственные приемочные испытания;

— периодическая – проводится через межповерочный интервал;

— внеочередная – проводится в случаях необходимости подтверждения годности средства измерения к применению, ввода средства измерения в эксплуатацию (при необходимости), повреждении поверительного клейма, пломбы или утери документа, подтверждающего прохождение средствами измерений первичной или периодической поверки;

— инспекционная – при осуществлении государственного метрологического надзора и метрологического контроля за состоянием и применением средств измерений для выявления пригодности к применению СИ;

— экспертная – при возникновении спорных вопросов по метрологическим характеристикам, исправности средств измерений.

Основная цель проведения поверки – определить погрешность топливораздаточной колонки и подтвердить соответствие оборудования своим характеристикам. На коммерческих заправках погрешность не должна превышать 0,25%. От точности замеров зависит общий доход организации. Также ее осуществляют с целью:

  1. исключения возможности перелива;
  2. исключения риска протечек;
  3. установления качества выполненных ремонтных работ (после ремонта или тарировки топливораздаточной колонки, необходима установка временной пломбы на колонку АЗС, её устанавливает государственная метрологическая служба).

Периодические проливы колонок обеспечивают нормальный режим работы АЗС, следовательно, позволяют пройти поверку контролирующих органов.

Методика поверки ТРК на АЗС

Существует несколько способов поверки колонок. К наиболее распространенным и точным относятся образцовые мерники с возможностью применения при температурах от – 20 до +30 °С. Они позволяют определить дозу рабочей жидкости с относительной погрешностью ±0,1%. Некоторые модели оборудованы пеногасителем. Он необходим для устранения пузырьков, если измерения проходят на колонках с высокой производительностью.

Образцовый мерник должен иметь пломбу на шкале. Он также проходит периодичную проверку в метрологической службе. При положительной поверке шкала мерника пломбируется и выдается свидетельство о «пригодности к применению в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».

Поверка топливораздаточной колонки сводится к следующим действиям:

  1. настройка колонки на отпуск топлива для средней температуры сезона. Погрешность ТРК на АЗС будет зависеть от температуры окружающей среды, и результат может отличаться даже при разности температур в 2°С;
  2. внешний осмотр колонки на предмет неисправностей, протечек, поломок циферблата;
  3. далее происходит процесс поверки:
    • задать на терминале количество топлива в соответствии с номинальным объемом мерника;
    • раздаточный кран установить в горловину мерника;
    • выдача дозы осуществляется автоматически и считается законченной, когда топливо перестает вытекать из крана;

отсчитать количество рабочей жидкости, залитой в мерную емкость по шкале,

проверить соответствие уровня горючего пределам погрешности;

расчетным способом определяют погрешность топливораздаточной системы при обозначенном расходе топлива, температуре и показаниям мерника;

топливо из мерника сливают обратно в резервуар, из которого проводили забор.

Рекомендации при поверке

Перед контрольными проливами, необходимо смочить мерник рабочей жидкостью.

При поверке ТРК при температурах, отличных от нормальных условий (20 ± 5) °С, должны быть учтены поправки на изменение вместимости мерника – при колебаниях температуры происходит расширение/сжатие рабочей жидкости. При понижении температуры, бензин уменьшается в объеме.

Мерную емкость нужно устанавливать ровно по уровню. Необходимо следить, чтобы в нее не попали посторонние включения. Механические примеси влияют на результат. Поверку проводят только отпускаемым с колонки топливом.

Проверку разовой выдачи горючего (заданной дозы) проводят несколько раз. Для определения погрешности, берется самое большое значение погрешности.
Периодичность поверки ТРК на АЗС

Периодичность поверки государственными органами во многом зависит от региона. Межповерочный интервал указан в паспорте колонки. К примеру, у колонок Топаз он составляет 1 год. Но часто сталкиваемся с ситуациями, когда метрологическая служба делает поверку колонок 2 раза и даже 4 раза в год.

Периодичность контрольных проливов у всех разная. В среднем — 1 раз в неделю. Также обязательно проверяют колонку после ремонтных работ.

Метрологическое обеспечение АЗС заключается в применении аттестованных методик выполнения измерений, правильном выборе, содержании и эксплуатации средств измерений.(Выдержки издокумента РД 153-39.2-080-01 «Правила технической эксплуатации автозаправочных станций»0

20.2. Все применяемые на АЗС средства измерения должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений, допущенных для применения на территории России, иметь соответствующие сертификаты в соответствии с Законом Российской Федерации от 27.04.93 N 4871-1 «Об обеспечении единства измерений».

20.3. Средства измерений, находящиеся в эксплуатации на АЗС подлежат государственной поверке.

20.4. Ответственный за метрологическое обеспечение деятельности АЗС определяется руководством организации.

20.5. Эксплуатация средств измерений осуществляется в соответствии с требованиями соответствующей нормативной технической документации.

20.6. При необходимости, руководством организации на основании действующей нормативно-технологической документации разрабатываются и утверждаются методики (инструкции) по вопросам эксплуатации и хранения средств измерений.

20.7. Порядок поверки или калибровки резервуаров и технологических трубопроводов, оформления градуировочных таблиц регламентируется соответствующей нормативной технической документацией.

20.8. Отступления от требований нормативной технической документации по применению и эксплуатации средств измерения, а также использование неповеренных средств измерения не допускается.

Источник

Производится проверка градуированной реки

ОАО «РОССИЙСКИЕ ЖЕЛЕЗНЫЕ ДОРОГИ»

РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 18 сентября 2009 г. N 1949р

О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ ИНСТРУКЦИИ «О ПОРЯДКЕ И МЕТОДАХ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С НЕФТЕПРОДУКТАМИ В ПОДРАЗДЕЛЕНИЯХ ОАО «РЖД»

1. Ввести в действие с 1 октября 2009 г. инструкцию «О порядке и методах измерений при учетных операциях с нефтепродуктами в подразделениях ОАО «РЖД» (далее — Инструкция).
2. Директору Росжелдорснаба Горбунову Г.Б., начальникам Департамента локомотивного хозяйства Машталеру Ю.А., Департамента пути и сооружений Киреевнину А.Б., Управления планирования и нормирования материально-технических ресурсов Звереву А.В., Управления объектов технологического и коммунального назначения Никитину Г.Н., начальникам железных дорог, руководителям функциональных филиалов ОАО «РЖД» довести Инструкцию до причастных подразделений.
3. Начальнику Управления планирования и нормирования материально-технических ресурсов Звереву А.В. совместно с причастными департаментами решить в 4 квартале 2009 г. вопрос распространения Инструкции на дочерние зависимые общества ОАО «РЖД».
4. Контроль за исполнением настоящего распоряжения возложить на начальника Управления планирования и нормирования материально-технических ресурсов Зверева А.В.

Читайте также:  Река текла подходящий глагол

Старший вице-президент
ОАО «РЖД»
В.А.Гапанович

УТВЕРЖДАЮ
Старший вице-президент
ОАО «РЖД»
В.А.Гапанович
от 10.06.2009 г. N 10865

ИНСТРУКЦИЯ
О ПОРЯДКЕ И МЕТОДАХ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С НЕФТЕПРОДУКТАМИ В ПОДРАЗДЕЛЕНИЯХ» ОАО «РЖД»

1. Общие положения

1.1. Настоящая Инструкция устанавливает порядок и методы измерений количества нефтепродуктов при учетных операциях на базах (складах) топлива и нефтепродуктов (далее — склады топлива), пунктах экипировки и подвижном составе с целью обеспечения-учета и эффективности использования топливных ресурсов.
Настоящая Инструкция обязательна для всех подразделений ОАО «РЖД» (подразделений в филиалах и других структурных подразделениях ОАО «РЖД»), работа которых связана с приемом, хранением, отпуском и использованием нефтепродуктов.
Применение настоящей Инструкции в дочерних и зависимых обществах ОАО «РЖД» (далее — ДЗО ОАО «РЖД») оговаривается в договорах (соглашениях) с ОАО «РЖД».
1.2. Измерения количества нефтепродуктов выполняют при учетных операциях, которые включают учетно-расчетные операции и оперативный контроль.
Учетно-расчетные операции — определение количества нефтепродуктов для последующих расчетов между поставщиком и потребителем.
Учетно-расчетные операции выполняют при приеме нефтепродуктов от поставщиков из железнодорожных (автомобильных) цистерн в резервуары складов топлива а также при приеме нефтепродуктов в таре (бочки, банки и др.) на склады топлива.
При наличии на складах топлива автоматизированной системы измерения массы нефтепродуктов учетно-расчетные операции по измерению массы топлива осуществляются с применением данной системы.
Оперативный контроль — определение количества нефтепродуктов при внутрипроизводственных технологических операциях (внутренний учет).
К оперативному контролю относятся измерения массы нефтепродукта (дизельного топлива) в топливных баках тягового и специального подвижного состава (ТПС и СПС), в т.ч. оборудованного бортовыми автоматизированными системами измерения массы топлива, в процессе эксплуатации.
1.3. Система учета нефтепродуктов представляет собой совокупность правил, норм и технических средств для получения достоверных данных о количестве нефтепродуктов и документального оформления результатов учетно-расчетных операций и оперативного контроля.
Измерение количества нефтепродуктов выполняют в единицах массы (кг, т).
Для измерения массы нефтепродуктов применяют прямые — с применением весов и косвенные, основанные на измерениях плотности и объема нефтепродуктов, методы измерений.
1.4. Средства измерений, используемые при учетных операциях массы нефтепродуктов, должны соответствовать установленным метрологическим требованиям.
1.5. При выполнении всех операций с нефтепродуктами должны выполняться требования в части охраны труда и окружающей среды, а также пожарной безопасности в соответствии с требованиями «Правил технической эксплуатации нефтебаз», утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19.06.2003 г. N 232.
1.6 Работники, складов топлива, химико-технических лабораторий (далее — лаборатории), машинисты ТПС и СПС, выполняющие измерения в соответствии с настоящей Инструкцией, должны пройти обучение и инструктаж по охране труда, соблюдению требований безопасности, указанных в эксплуатационной документации на применяемые средства измерений.
1.7. Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005.
1.8. При выполнении работ по отбору проб необходимо соблюдать правила технической и пожарной безопасности при обращении с нефтепродуктами по ГОСТ 2517.
В местах отбора проб должны быть установлены светильники во взрывобезопасном исполнении.
Переносные пробоотборники, наконечники метроштоков должны быть изготовлены из материала не образующего искр при ударе.
Отбор проб и измерения проводят в специальной одежде и обуви, изготовленных из материалов, не накапливающих статическое электричество.
Запрещается отбирать пробы нефтепродукта на открытом воздухе во время грозы.
1.9. Проведение подготовительных работ и выполнение измерений должны обеспечивать экологическую чистоту в соответствии с действующими нормативными документами.
1.10. Настоящая Инструкция разработана взамен Инструкции, утвержденной МПС России 15.09.2000 г. N ЦТ-781.

2. Термины, определения и обозначения

В настоящей Инструкции применены следующие термины, определения и обозначения:
резервуар — стальной сосуд в виде горизонтального или вертикального цилиндра (в том числе стационарная железнодорожная цистерна), применяемый для хранения и измерений объема нефтепродуктов;
поверка резервуара — совокупность операций, выполняемых органами Ростехрегулирования или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц с целью определения вместимости и градуировки резервуара, составления и утверждения градуировочной таблицы;
градуировочная таблица — зависимость вместимости резервуара от уровня его наполнения при нормированном значении температуры; градуировочную таблицу прилагают к свидетельству о поверке резервуара и применяют для определения объема находящегося в нем нефтепродукта;
вместимость резервуара — внутренний- объем резервуара, который может быть наполнен жидкостью до определенного уровня;
прямой метод статических измерений массы нефтепродукта — метод, основанный на измерениях массы нефтепродукта статическим взвешиванием — или взвешиванием в железнодорожных или автомобильных цистернах и составах в процессе их движения на весах;
косвенный метод динамических измерений — метод, основанный на измерениях плотности и объема нефтепродукта в трубопроводах;
косвенный метод статических измерений массы нефтепродукта — метод, основанный на измерениях плотности и объема нефтепродукта в резервуарах, цистернах, баках подвижного состава;
косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе — метод, основанный на измерениях гидростатического давления и уровня нефтепродукта в баках технических средств;
уровень нефтепродукта (высота наполнения) — расстояние по вертикали между поверхностью нефтепродукта, находящегося в резервуаре, и плоскостью, принятой за начало отсчета;
базовая высота резервуара — расстояние по вертикали от точки касания днища резервуара грузом рулетки до верхнего среза кромки (или до риски направляющей планки) измерительного люка;
ТПС — тяговый подвижной состав (тепловозы, дизель-поезда, автомотрисы, рельсовые автобусы);
СПС — специальный подвижной состав (мотовозы, дрезины,- железнодорожные строительные машины, имеющие автономные двигатели).

3. Основные требования к метрологическому обеспечению средств измерений, используемых при учетно-расчетных операциях и оперативном контроле

3.1. Основные требования к метрологическому обеспечению средств измерений, используемых при учетно-расчетных операциях.
3.1.1. Средства измерений, используемые при учетно-расчетных операциях, находятся в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений и подлежат поверке.
3.1.2. Перечень средств измерений, подлежащих поверке при учетно-расчетных операциях, приведен в приложении 1 к настоящей Инструкции.
3.1.3. Применяемые на складах топлива резервуары, стационарные железнодорожные цистерны для хранения нефтепродуктов, автоцистерны должны быть поверены и иметь градуировочные таблицы.
3.1.4. Горизонтальные резервуары поверяются по ГОСТ 8.346 и стационарные железнодорожные цистерны — по ПМГ 65, с составлением градуировочных таблиц. Вертикальные резервуары поверяются по ГОСТ 8.570 с составлением градуировочных таблиц.
Периодичность поверки горизонтальных и вертикальных резервуаров — не более 5 лет.
После каждого капитального ремонта резервуары, находящиеся в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, также подлежат поверке.
Результаты поверки горизонтальных и вертикальных резервуаров оформляются свидетельством о поверке, к которому прилагаются градуировочная таблица и протокол поверки.
При поверке резервуара определяется базовая высота резервуара, которая указывается в протоколе поверки.
3.1.5. B периоды между поверками ежегодно комиссия, назначенная приказом по подразделению» ОАО «РЖД», на балансе которого находится резервуар, измеряет базовую высоту резервуара.
Результаты ежегодных измерений базовой высоты резервуара оформляют актом, который согласовывается с государственным региональным центром метрологии и утверждается руководителем подразделения ОАО «РЖД», назначившего комиссию.
Рекомендуемая форма акта ежегодных измерений базовой высоты резервуара приведена приложении 2 к настоящей Инструкции.
Акты ежегодных измерений базовой высоты резервуара прикладываются к свидетельству о поверке.
При изменении базовой высоты по сравнению с ее значением, установленным при поверке резервуара, более чем на 0,1 % проводят корректировку градуировочной таблицы резервуара путем внеочередной поверки резервуара.
3.1.6. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов поверяются по ГОСТ Р 8.569 на полную вместимость, которая соответствует указателю уровня налива, установленному в горловине.
Результаты поверки оформляются свидетельством о поверке, на маркировочной табличке автоцистерны набивается обозначение ее действительной вместимости и ставится поверительное клеймо.
3.2. Основные требования к метрологическому обеспечению средств измерений, используемых при оперативном контроле.
3.2.1. Средства измерений, используемые при оперативном контроле массы нефтепродуктов, включая резервуары и бортовые автоматизированные системы ТПС и СПС, не входя в сферу государственного регулирования обеспечения единства измерений и подлежат калибровке.
Калибровку средств измерений, используемых при оперативном контроле массы нефтепродуктов, осуществляют подразделения метрологической службы ОАО «РЖД», аккредитованные в установленном порядке.
3.2.2. Результаты калибровки оформляются сертификатом о калибровке, к которому прилагается протокол калибровки, а при калибровке резервуара к сертификату о калибровке и протоколу прилагается также градуировочная таблица.
Подписи калибровщиков на протоколах калибровки и градуировочных таблицах заверяются оттисками калибровочных клейм. Градуировочные таблицы утверждает руководитель подразделения ОАО «РЖД», проводившего калибровку резервуаров.
3.3. Вместимость трубопроводов проверяется путем измерений геометрическим методом по МИ 2800.
Измерения вместимости трубопроводов проводятся с периодичностью не реже одного раза в 10 лет.
При изменении схемы трубопровода, его длины или диаметра производятся внеочередные измерения его вместимости.
Измерения выполняет комиссия, назначенная приказом по подразделению ОАО «РЖД», на балансе которого находится склад топлива с трубопроводом.
Результаты измерений вместимости трубопровода оформляют актом, который утверждается руководителем подразделения ОАО «РЖД», назначившего комиссию.
3.4. Ответственность за соблюдение периодичности поверки и калибровки средств измерений, содержание в рабочем состоянии средств измерений, правильность производимых измерений возлагается на руководителей подразделений ОАО «РЖД», на балансе которых находятся эти средства измерений.
3.5 Специалисты, выполняющие измерение массы нефтепродуктов, должны изучить эксплуатационную документацию на применяемые средства измерения и иметь необходимую квалификацию.
3.6. Перечень нормативных документов, на которые даны ссылки в настоящей Инструкции, приведен в приложении 3 к настоящей Инструкции.

Читайте также:  Дебаркадер на реке что это

4. Методы измерений массы нефтепродукта

4.1. Прямой метод статических измерений.
4.1.1. При прямом методе статических измерений массу нефтепродуктов в транспортных средствах и таре определяют по результатам взвешивания на весах.
Масса транспортных средств и тары с нефтепродуктами «брутто» не должна превышать грузоподъемности весов. Для снижения влияния внешних условий на погрешность измерений весовые устройства должны быть защищены от ветра и осадков.
4.1.2. Массу нефтепродукта в железнодорожных цистернах определяют по МИ 1953 по результатам взвешивания на вагонных весах.
При статическом взвешивании железнодорожных цистерн применяются вагонные весы по ГОСТ 29329, при взвешивании в движении — по ГОСТ 30414.
4.1.3. Для взвешивания нефтепродуктов в таре применяют весы товарные общего назначения шкальные или циферблатные по ГОСТ 14004.
Нефтепродукты в таре вместимостью до 20 куб.дм взвешивают на весах с наибольшим пределом взвешивания 30 кг.
Нефтепродукты в таре вместимостью более 20 куб.дм взвешивают на весах товарных общего назначения с наибольшим пределом взвешивания 200, 600, 1000, 2000 и 3000 кг в зависимости от массы нефтепродукта.
Массу нефтепродукта определяют как разность между массой «брутто» и массой тары.
4.2. Косвенные методы измерений массы нефтепродукта.
4.2.1. Косвенными методами измерений определяется масса нефтепродукта по его объему и плотности при одинаковых условиях или приведенных к одним условиям (температуре) как произведение этих величин

где
М — масса нефтепродукта, кг,
V — объем нефтепродукта, куб.м;
р — плотность нефтепродукта, кг/куб.м.

4.2.2. При косвенном методе статических измерений массу нефтепродукта определяют по результатам измерений: уровня, нахождения его объема в градуированных вертикальных и горизонтальных резервуарах, железнодорожных цистернах, баках ТПС и СПС или по полной вместимости (для автомобильных цистерн), и плотности — в отобранных пробах нефтепродукта. Перечень основных средств измерений и вспомогательных устройств, применяемых при косвенных методах измерений массы нефтепродуктов, приведен в приложении 4.
Допускается применение средств измерений других типов, обеспечивающих необходимую точность.
4.2.3. При косвенном методе динамических измерений массу, нефтепродукта определяют при его отпуске на ТПС и СПС по результатам измерений: объема нефтепродукта — с помощью счетчиков жидкости (на пунктах экипировки, автозаправщиках) и плотности — в отобранных пробах нефтепродукта.
4.2.4. При косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, массу нефтепродукта в резервуарах и топливных баках определяют по результатам измерений гидростатического давления столба нефтепродукта и уровня нефтепродукта по формуле:

где
М — масса нефтепродукта, кг,
Р — гидростатическое давление столба нефтепродукта, Па (Н/кв.м);
h — уровень наполнения резервуара (бака), м.
V — объем нефтепродукта, куб.м, полученный с использованием результата измерения уровня нефтепродукта по градуировочной таблице;
g — ускорение силы тяжести, м/кв.с.

4.3. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, не должны превышать:
0,50 % — при измерении массы нефтепродукта от 120 т и более;
0,65 % — при измерении массы нефтепродукта до 120 т.

5. Порядок измерений при приеме нефтепродуктов

5.1. Измерения массы нефтепродуктов при их приеме из железнодорожных цистерн на склад топлива выполняет комиссия в составе: работников склада топлива (начальник, экипировщик), работника лаборатории, приемосдатчика станции. Комиссия проверяет наличие пломб, их номера в соответствии с указанными номерами в сопроводительных документах (накладных) и затем проводит измерение фактического наличия нефтепродуктов в каждой цистерне.
5.2. При прямом методе статических измерений массу нефтепродукта в одиночной железнодорожной цистерне измеряют как разность результатов взвешиваний груженой цистерны (масса «брутто» цистерны) и порожней цистерны (масса «тары» цистерны) с расцепкой по МИ 1953. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн не должны превышать 0,4 % по ГОСТ Р 8.595.
5.3. Массу нефтепродукта в железнодорожных цистернах в составе при прямом методе статических измерений определяют взвешиванием на весах в движении без расцепки как разность суммы результатов взвешиваний всех груженых цистерн «брутто» и суммы результатов взвешиваний всех порожних цистерн «тары» по МИ 1953. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта при прямом методе статических измерений взвешиванием без расцепки на весах движущихся цистерн не должны превышать 0,5% по ГОСТ Р 8.595.
5.4. При косвенном, методе статических измерений массы нефтепродуктов выполняют операции в следующем порядке:
измеряют уровень нефтепродукта;
измеряют уровень подтоварной воды (при наличии);
определяют уровни отбора точечных проб;
отбирают точечные пробы нефтепродукта на заданном уровне;
измеряют плотность и температуру нефтепродукта в отобранных точечных пробах;
определяют объем нефтепродукта как разницу между общим объемом нефтепродукта и объемом подтоварной воды;
определяют массу нефтепродукта;
составляют «Акт о приемке топлива и нефтепродуктов» формы N ФМУ-7 (далее — акт формы ФМУ-7);
вносят результаты измерений в «Журнал учета поступающего топлива и нефтепродуктов» формы N ФМУ-5 (далее — журнал формы ФМУ-5).
5.5. Порядок измерения уровня нефтепродуктов следующий:
5.5.1. Уровень нефтепродукта и подтоварной воды в железнодорожных цистернах, поступающих маршрутами или одиночно, определяют в каждой цистерне.
Цистерны должны быть установлены на прямом участке, железнодорожного пути и по возможности с нулевым уклоном.
Измерения проводят при установившемся уровне и отсутствии пены на поверхности нефтепродукта.
Измерение уровня выполняют метроштоком по ТУ 3689-018-02566817 через горловину котла цистерны в двух противоположных точках, расположенных на продольной осевой линии цистерны, не менее, двух раз в каждой точке.
За действительное значение уровня нефтепродукта принимают среднее арифметическое значение результатов измерений.
При наличии на складах топлива автоматизированных систем измерения массы топлива в цистернах такие измерения производятся в указанном порядке с применением данной системы.
5.5.2. Для измерения уровня подтоварной воды используют водочувствительную ленту или пасту. Водочувствительную ленту плотно прикрепляют, а пасту наносят тонким слоем на нижний конец метроштока вдоль шкалы.
При погружении метроштока следят, чтобы он опускался вертикально до самой нижней точки котла, избегая резких ударов о дно. При этом необходимо следить за тем, чтобы нижний конец метроштока не попадал в углубление сливного прибора и не упирался в какой-либо выступ.
Затем метрошток быстро, но плавно извлекают и по линии смачивания на его шкале определяют уровень.
При отсчете линия смачивания должна быть на уровне глаз оператора, производящего измерения.
Определение уровня нефтепродукта осуществляют с точностью до одного деления шкалы (1 мм).
Уровень подтоварной воды определяется по окрашиваемой части водочувствительной ленты или пасты.
При получении расхождений результатов двух измерений более 2 мм измерение производят третий раз.
5.5.3. Если цистерна имеет две горловины, то измерения уровней нефтепродукта и подтоварной воды производят в соответствующих точках и второй горловины. За действительное значение уровня нефтепродукта и подтоварной воды принимают среднеарифметическое значение результатов измерений, произведенных в каждой горловине.
5.6. При отборе точечных проб нефтепродуктов из железнодорожных цистерн переносной термостатический пробоотборник опускают до 0,33 диаметра цистерны от нижней внутренней образующей. Пробоотборник выдерживают на заданном уровне до начала его заполнения не менее 5 минут по ГОСТ 2517.
Допускается вместо выдерживания пробоотборника на заданном уровне ополаскивание его нефтепродуктом, отобранном с этого уровня, не менее 5 минут.
При отборе проб нефтепродуктов из бочек, бидонов, канистр и других средств хранения и транспортирования одну точечную пробу нефтепродукта отбирают от единицы транспортной тары.
Точечную пробу жидкого нефтепродукта отбирают трубкой пробоотборной стеклянной или металлической по ГОСТ 2517. Жидкий нефтепродукт перед отбором пробы из тары перемешивают в течение 5 минут.
Точечную пробу мазеобразного нефтепродукта отбирают щупом поршневым или винтообразным с продольным вырезом или прямым без выреза по ГОСТ 2517.
5.7. Порядок измерения плотности и температуры нефтепродукта следующий:
5.7.1. Плотность нефтепродукта определяют сразу после отбора точечных проб или в объединенной пробе в лаборатории по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 ареометром по ГОСТ 18481.
Результаты измерений регистрируются в журналах формы ТУ-155 склада топлива и лаборатории работником склада топлива и работником лаборатории.
Результат измерений плотности нефтепродукта приводят к стандартным условиям при температуре 15 Град.С по таблице, приведенной в MKL2842, или при 20 Град.С по таблице приложения ГОСТ 3900 для сравнения с данными паспорта качества поставщика.
5.7.2. Измерение температуры нефтепродукта производят одновременно с определением его плотности.
Для измерения температуры термометр погружают в нефтепродукт, находящийся в пробоотборнике, и выдерживают до достижения столбиком ртути постоянного уровня. Глубина погружения термометра зависит от типа данного термометра.
Определение температуры осуществляют с точностью до одного деления шкалы термометра.
За действительное значение температуры нефтепродукта принимают среднеарифметическое значение результатов измерений температур точечных проб.
5.8. При определении объема нефтепродукта используют полученное действительное значение общего уровня нефтепродукта и по Таблице калибровки железнодорожной цистерны данного типа находят общий объем нефтепродукта, затем по значению действительного уровня подтоварной воды соответственно — объем подтоварной воды. Разность общего объема нефтепродукта и объема подтоварной воды принимается как объем поступившего нефтепродукта.
5.9. Массу нефтепродукта определяют как произведение его объема и плотности, результат заносят в журнал формы ФМУ-5.
Факт слива (выгрузки) нефтепродукта из цистерн в резервуары склада топлива подтверждается подписями членов комиссии по приемке нефтепродукта в акте формы ФМУ-7.
5.10. При наличии на складах топлива автоматизированной системы учета топлива измерение уровня, плотности, температуры и массы принятых нефтепродуктов осуществляют с применением данной системы.
5.11. Для выявления факта возможной недостачи нефтепродукта, то есть существенного отклонения результата измерений массы нефтепродукта «нетто» М2, кг, установленной измерениями, от указанной в железнодорожной накладной массы нефтепродукта «нетто» М1 кг, проверяют выполнение соотношения по МИ 3115

Читайте также:  Какие виды устьев есть на наших реках

Источник

Поделиться с друзьями
Байкал24