Инструкция о порядке и методах измерений при учетных операциях с нефтепродуктами на предприятиях федерального железнодорожного транспорта
(утв. МПС России 15.09.2000 № ЦТ-781)
Внимание
Документ утратил силу с 01.10.2009 в связи с изданием Распоряжения ОАО «РЖД» от 18.09.2009 № 1949р, утвердившего новую Инструкцию. Документ повторно признан утратившим силу на территории Российской Федерации в связи с изданием Приказа Минтранса России от 01.12.2020 № 530. Взамен Инструкции о порядке и методах измерений при поступлении, хранении, отпуске и использовании нефтепродуктов на предприятиях МПС, утвержденной МПС России от 07.12.93 № ЦТ-212.
15 сентября 2000 г. № ЦТ-781
Согласовано
Генеральный директор
Российского центра
испытаний и сертификации
(РОСТЕСТ — МОСКВА)
Б. С. Мигачев
10 июля 2000 года
ИНСТРУКЦИЯ О ПОРЯДКЕ И МЕТОДАХ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С НЕФТЕПРОДУКТАМИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ФЕДЕРАЛЬНОГО ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящая Инструкция устанавливает порядок и методы измерений количества нефтепродуктов при учетных операциях на складах и базах топлива и нефтепродуктов, пунктах экипировки, подвижном составе с целью обеспечения учета и эффективности использования энергоресурсов и обязательна для предприятий федерального железнодорожного транспорта (далее — предприятия), работа которых связана с поступлением, хранением, отпуском и использованием нефтепродуктов.
1.2. Измерение количества нефтепродуктов выполняют при учетных операциях, которые включают учетно-расчетные операции и оперативный контроль.
Учетно-расчетные операции — это определение количества нефтепродуктов для последующих расчетов между поставщиком и потребителем.
Оперативный контроль — это определение количества нефтепродуктов при внутрипроизводственных технологических операциях.
1.3. Прием нефтепродуктов осуществляется из железнодорожных и автомобильных цистерн, судовых танков, тары (бочки и другие емкости); отпуск — в указанные транспортные средства, а также в топливные баки подвижного состава и тару; хранение — в вертикальных и горизонтальных резервуарах наземного и подземного исполнения; использование — в двигателях транспортных средств и энергоустановках для производства электрической и тепловой энергии, горячей воды, пара, сжатого воздуха.
1.4. При проведении учетных операций применяются прямые и косвенные методы.
При применении прямых методов измеряют массу нефтепродуктов с помощью весов, весовых дозаторов, счетчиков или преобразователей расхода с интеграторами.
Косвенные методы подразделяют на объемно-массовый и гидростатический.
1.5. Количество нефтепродуктов при учетных операциях определяется в единицах массы.
1.6. При измерении количества нефтепродуктов выполняют такие операции, как отбор проб, определение плотности, температуры, давления, уровня, объема, массы, массового и объемного расхода.
1.7. Метрологическое обеспечение измерений количества нефтепродуктов при учетно-расчетных операциях заключается в соблюдении установленных норм и правил, применении средств измерений, обеспечивающих единство и требуемую точность выполнения измерений.
1.8. Средства измерений, используемые для учетно-расчетных операций, находятся в сфере государственного метрологического контроля и надзора и подлежат поверке.
Средства измерений, используемые для определения количества нефтепродуктов в технологических операциях, не входят в указанную сферу и для определения метрологических характеристик подлежат калибровке.
Перечень средств и систем измерений, подлежащих поверке, приведен в Приложении 1 к настоящей Инструкции.
1.9. Перечень нормативных документов, на которые даны ссылки в настоящей Инструкции, приведен в Приложении 2 к настоящей Инструкции.
1.10. Ответственность за содержание в рабочем состоянии средств измерений, градуировку всех видов нефтеемкостей и топливных баков и правильность производимых измерений возлагается на руководителей соответствующих предприятий.
1.11. Система учета нефтепродуктов на предприятии представляет собой совокупность правил, норм, мероприятий и технических средств для получения достоверных данных о количестве и качестве нефтепродуктов, а также документального оформления технологических и учетно-расчетных операций.
2. ОБЪЕМНО-МАССОВЫЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ
2.1. Объемно-массовым методом определяется масса нефтепродукта по его объему и плотности при одинаковых или приведенных к одним условиям (температуре, давлению) как произведение значений этих величин.
2.2. В зависимости от способа измерения объема нефтепродукта объемно-массовый метод подразделяют на статический и динамический.
Статический метод применяют при измерении массы нефтепродукта в вертикальных и горизонтальных резервуарах, железнодорожных цистернах и других градуированных емкостях по измеренному уровню или по полной вместимости.
Динамический метод применяют при измерении массы нефтепродукта непосредственно на потоке. При этом объем нефтепродукта измеряют счетчиками.
2.3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений составляют:
+/- 0,5% — при измерении массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше;
+/- 0,8% — при измерении массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов;
2.4. При выполнении измерений объемно-массовым методом применяют средства измерений, приведенные в таблице 1.
| Порядковый номер Обозначение стандарта, ТУ Наименование и наименование и типа средства измерения измеряемой средства измерения либо его метрологические величины характеристики | |
| 1. Метрошток ТУ-112-РСФСР-029-90 Уровень | |
| Диапазон измерений 0 — 3,3 м нефтепродукта | |
| Основная погрешность: | |
| По всей длине +/- 2 мм; от начала до середины шкалы +/- 1 мм | |
| 2. Уровнемер ТУ 311-1227 466.034-93 Уровень | |
| Тип РУ-ПТ2 нефтепродукта | |
| Диапазон измерений 0,4 — 12 м | |
| Основная погрешность +/- 4 мм | |
| 3. Уровнемер ТУ 4213-002-23434764-97 Уровень | |
| Тип «Струна-М» нефтепродукта | |
| Диапазон измерений 0,35 — 4 м | |
| 3. Рулетка с ГОСТ 7502 Уровень грузом 3 кл. точности нефтепродукта | |
| Пределы измерений | Погрешность |
| 0 — 5 м | +/- 2 мм |
| 0 — 10 м | +/- 3 мм |
| 0 — 20 м | +/- 4 мм |
| 0 — 30 м | +/- 5 мм |
| 4. Термометр ГОСТ 28498 Температура | |
| ртутный Цена деления 0,5 °С нефтепродукта | |
| 5. Термометр ГОСТ 400 Температура | |
| для испытаний Цена деления 0,5 °С нефтепродукта нефтепродуктов | |
| 6. Термометр ГОСТ 6651 Температура сопротивления Допустимая погрешность нефтепродукта | |
| +/- 0,5 °С | |
| 7. Ареометр ГОСТ 18481 Плотность | |
| Тип АНТ-1 или АН нефтепродукта | |
| Основная погрешность | |
| +/- 0,5 кг/куб. м | |
| 8. Цилиндры ГОСТ 18481 Плотность для ареометров нефтепродукта стеклянные или металлические | |
| 9. Термостат или Поддержание Плотность водяная баня температуры с нефтепродукта погрешностью +/- 0,2 °С | |
| 10. Пробоотборник ГОСТ 2517 Отбор проб переносной | |
| 11. Пробоотборник ГОСТ 13196 Отбор проб стационарный для резервуаров | |
Допускается применять другие средства измерений, обеспечивающие измерение с погрешностями не выше указанных в таблице 1.
Рулетки с грузом используют при измерении уровня нефтепродукта в емкостях высотой более трех метров.
2.5. При применении объемно-массового метода измеряют объем (непосредственно или по уровню), температуру, плотность.
2.6 Требования безопасности, охраны окружающей среды
2.6.1. Лица, выполняющие измерения, должны пройти обучение и инструктаж по охране труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.
2.6.2. Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005.
2.6.3. При выполнении работ по отбору проб необходимо соблюдать правила технической и пожарной безопасности при обращении с нефтепродуктами:
При отборе проб пробоотборщик должен стоять спиной к ветру в целях предотвращения вдыхания паров нефтепродуктов.
В местах отбора проб должны быть установлены светильники во взрывозащищенном исполнении.
Переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе.
Отбор проб проводят в специальной одежде и обуви, изготовленных из материалов, не накапливающих статическое электричество, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.124.
Запрещается отбирать пробы нефтепродукта на открытом воздухе во время грозы.
2.6.4. Проведение подготовительных работ и выполнение измерений должны обеспечивать экологическую чистоту в соответствии с действующими нормативными документами.
2.7 Определение объема нефтепродукта
2.7.1. Объем нефтепродукта определяют по градуировочным таблицам согласно результатам измерений уровня наполнения емкости.
2.7.2. Резервуары, цистерны и другие емкости для нефтепродуктов, применяемые в качестве мер вместимости, должны быть отградуированы и иметь градуировочные таблицы.
Горизонтальные резервуары градуируют по ГОСТ 8.346.
Вертикальные резервуары градуируют по МИ 1823.
Периодичность градуировки — не более 5 лет, если резервуары предназначены для учетно-расчетных операций, и не более 10 лет, если они предназначены для оперативного контроля и хранения нефтепродуктов.
После каждого капитального ремонта должна производиться повторная градуировка резервуара.
2.7.3. На каждом измерительном люке должна быть нанесена базовая высота — высотный трафарет — расстояние от днища резервуара до верхнего среза кромки измерительного люка.
2.7.4. Градуировка резервуаров, применяемых для учетно-расчетных операций, выполняется организациями, зарегистрированными в органах Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации (Госстандарт России), то есть имеющими право на проведение таких работ. Градуировочные таблицы утверждаются территориальными органами Госстандарта России.
Градуировка резервуаров, применяемых для оперативного контроля при внутрипроизводственных технологических операциях, выполняется метрологическими службами железных дорог, получившими разрешение от МПС России. Градуировочные таблицы утверждаются главным инженером предприятия.
2.7.5. Технологические трубопроводы складов нефтепродуктов градуируются геометрическим методом. Вместимость трубопровода определяют по его внутреннему диаметру и длине.
При изменении схемы трубопровода, длины или диаметра, градуировочные таблицы должны пересматриваться, но не реже одного раза в 10 лет.
2.7.6. Объем нефтепродукта в автомобильных цистернах определяется по полной их вместимости, соответствующей уровню планки, установленной в горловине цистерны или по показаниям счетчика (при наливе или сливе).
2.7.7. Объем нефтепродукта в железнодорожных цистернах определяется по Таблицам калибровки железнодорожных цистерн на основании измерения уровня (высоты налива) нефтепродукта.
2.8 Измерение уровня нефтепродукта
2.8.1. Уровень нефтепродуктов в резервуарах, оборудованных измерительными люками, измеряют в установленной постоянной точке.
Стабильность точки отсчета контролируется базовой высотой.
При измерении в горизонтальных резервуарах необходимо, чтобы метрошток или рулетка с грузом опускались на нижнюю образующую строго вертикально.
2.8.2. Измерительную ленту рулетки с грузом или метрошток следует опускать медленно, не допуская волн на поверхности нефтепродукта и ударов о днище резервуара.
Лента рулетки должна находиться в натянутом состоянии, а метрошток — в строго вертикальном положении.
Измерения проводят при установившемся уровне нефтепродукта и отсутствии пены.
2.8.3. Уровень нефтепродукта определяется по линии смачивания на ленте рулетки. Считывать уровень с ленты рулетки необходимо немедленно, как только при подъеме ее из резервуара появится линия смачивания.
При отсчете линия смачивания должна быть на уровне глаз оператора, производящего измерения. Ленту надо держать отвесно или с небольшим наклоном, в последнем случае сухая ее часть должна быть выше смоченной, чтобы не допустить растекания нефтепродукта, т.е. исключить завышения отсчитываемого уровня.
2.8.4. Показания с рулетки с грузом или метроштока необходимо считывать до 1 мм. Уровень нефтепродукта необходимо измерять дважды. При получении расхождений в измерениях более 2 мм измерение производится третий раз и берется средний результат.
2.8.5. При измерении уровня нефтепродукта в горизонтальных резервуарах в результат измерения уровня по метроштоку вводится поправка на уклон. Исправленное значение уровня равно:
h = h + n l, если уклон от люка; изм
h = h — n l, если уклон к люку, изм
где:
h - уровень нефтепродукта в резервуаре, мм;
изм
n - уклон оси резервуара;
l - расстояние от точки измерения по образующей до середины
резервуара, мм.
Уклон резервуара определяется при градуировке.
2.8.6. Уровень нефтепродукта и подтоварной воды в железнодорожных цистернах, поступающих маршрутами или одиночно, определяют в каждой цистерне. Цистерны должны быть установлены на горизонтальном участке железнодорожного пути. Измерение уровня выполняют метроштоком через горловину котла цистерны в двух противоположных точках, расположенных на продольной осевой линии цистерны, не менее двух раз в каждой точке.
Измерение проводят при установившемся уровне и отсутствии пены на поверхности нефтепродукта.
При погружении метроштока следят, чтобы он опускался строго вертикально до самой нижней точки котла, не попадая в углубление сливного прибора, избегая резких ударов о дно.
Опущенный до дна метрошток быстро извлекают и по линии смачивания определяют уровень нефтепродукта. Уровень следует считывать до 1 мм.
2.8.7. Если установлено заранее, что подтоварной воды в резервуаре (железнодорожной цистерне) нет, то сразу измеряют уровень нефтепродукта.
2.8.8. Для определения уровня подтоварной воды в резервуарах и цистернах используют водочувствительную ленту или пасту.
Водочувствительную ленту плотно прикрепляют, а пасту наносят тонким слоем на нижний конец метроштока или груз рулетки с двух сторон.
Продолжительность выдержки водочувствительной ленты или пасты при измерении уровня подтоварной воды составляет 2 — 5 минут и более в зависимости от ее качества, свойств нефтепродукта. При наличии воды водочувствительный слой окрашивается.
При подъеме груза дотрагиваться руками до водочувствительной ленты не допускается.
Отсчет уровня подтоварной воды проводят до 1 мм.
Если линия смачивания обозначилась на водочувствительной ленте или пасте с противоположных сторон груза рулетки или метроштока на разной высоте, а также при нерезкой или неровной грани, измерения необходимо повторить до получения точных результатов.
Размытая линия свидетельствует об отсутствии четкой границы между водой и нефтепродуктом и наличии водоэмульсионного слоя.
Если и при повторном измерении линия получилась размытой, то высоты слоев воды и водоэмульсии отмечают отдельно. Эмульсионный слой из наличия продукта исключается, но, принимая во внимание, что часть нефтепродукта в нем все-таки имеется, в акте об этом делается оговорка.
2.8.9. В зимнее время при наличии льда на днище резервуара его толщину определяют как разность между базовой высотой и измеренной высотой от точки касания груза рулетки или метроштока с поверхностью льда.
2.8.10. За действительное значение уровня нефтепродукта принимают среднее арифметическое значений результатов измерений.
2.9 Измерение температуры нефтепродукта
2.9.1. Уровень и температуру нефтепродукта следует измерять одновременно.
Температуру нефтепродукта следует измерять ртутным термометром, термометром для испытаний нефтепродуктов или термометрами сопротивления.
2.9.2. Температуру нефтепродукта измеряют сразу после извлечения каждой точечной пробы, отобранной с помощью термостатированного пробоотборника.
Термометр погружают в нефтепродукт, находящийся в пробоотборнике, на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают 1 — 3 минуты до достижения столбиком ртути постоянного уровня.
Отсчет температуры производят до 1 °С.
2.9.3. Температуру нефтепродукта находят как среднее арифметическое значений результатов измерений температур точечных проб или показаний термометров по формуле:
n
SUM t
i=1 i t = ------, ср. n
где:
t - температура i-той точечной пробы или показание i-тых
i
термометров, °С; n — число точечных проб или число измерений термометрами.
Например, объединенная проба нефтепродукта из вертикального резервуара отбирается с трех уровней. Средняя температура нефтепродукта вычисляется по формуле:
t + t + t
в с н
t = ------------.
ср. 3
Средняя температура объединенной пробы из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее 2500 мм рассчитывается по формуле:
t + t
c н
t = -------,
ср. 2
где:
t - температура точечной пробы верхнего слоя, °С;
в
t - температура точечной пробы среднего слоя, °С;
c
t - температура точечной пробы нижнего слоя, °С.
н
2.9.4. При измерении температуры нефтепродукта термометрами сопротивления температуру в пробах не измеряют.
2.10 Измерение плотности нефтепродукта
2.10.1 Для определения плотности нефтепродукта используют:
- ареометры типа АНТ-1 или АН, имеющие основную погрешность +/- 0,5 кг/куб. м;
- цилиндры для ареометров;
- термостат или водяную баню по ГОСТ 3900.
2.10.2. Плотность нефтепродукта определяется в лаборатории в объединенной пробе по ГОСТ 3900.
Методы отбора проб нефтепродуктов устанавливает ГОСТ 2517.
2.10.3. Перед отбором пробы из резервуара нефтепродукты отстаивают не менее 2 часов.
Отбор проб осуществляют при помощи стационарного пробоотборника по ГОСТ 13196 или переносного пробоотборника по ГОСТ 2517.
При использовании стационарного пробоотборника в резервуаре объединенную пробу получают за один прием. При использовании переносного пробоотборника объединенную пробу составляют смешением точечных проб, отобранных на различных уровнях резервуара.
Пробы с нескольких уровней отбирают последовательно сверху вниз.
Для отбора точечных проб пробоотборник опускают в резервуарах на заданный уровень: верхний — на 250 мм ниже поверхности нефтепродукта, средний — с середины столба нефтепродукта, нижний — на 250 мм выше днища резервуара.
Точечные пробы при высоте уровня нефтепродукта в вертикальном резервуаре не выше 2000 мм (или остаток после опорожнения) отбирают с верхнего или нижнего уровней.
Точечные пробы нефтепродукта из горизонтального резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степени его заполнения, а также из горизонтального резервуара диаметром более 2500 мм, но заполненного до высоты, равной половине диаметра и менее, отбирают с двух уровней: с середины высоты столба жидкости и нижнего уровня.
При составлении объединенной пробы каждую точечную пробу перемешивают, берут необходимый объем и сливают в один сосуд.
2.10.4. В железнодорожных и автомобильных цистернах пробоотборник опускают до 0,33 диаметра от нижней внутренней образующей. При отборе точечных проб пробоотборник выдерживают на заданном уровне до начала его заполнения не менее 5 минут.
2.10.5. При отборе проб нефтепродуктов из бочек, бидонов, канистр и другой транспортной тары одну точечную пробу нефтепродукта отбирают от единицы транспортной тары.
Точечную пробу жидкого нефтепродукта отбирают пробоотборной трубкой по ГОСТ 2517.
Точечную пробу мазеобразного нефтепродукта отбирают щупом поршневым или винтообразным, с продольным вырезом или прямым без выреза по ГОСТ 2517.
2.10.6. При заправке локомотивов и других транспортных средств пробы следует отбирать из раздаточного устройства в начале и в конце смены. Пробу отбирают переносным пробоотборником.
2.10.7. Пересчет значения плотности при температуре нефтепродукта в резервуаре или трубопроводе на плотность при температуре 20 °С проводят по таблице, приведенной в приложении ГОСТ 3900.
2.11 Определение массы нефтепродукта
2.11.1. Масса нефтепродукта определяется как произведение значений его объема и плотности.
2.11.2. При объемно-массовом статическом методе, если в течение товарной операции средняя плотность нефтепродукта не изменяется, масса нефтепродукта определяется по формуле:
М = ро (V - V ) (1 + 2 альфа дельта ), ср. 1 2 tст
где:
V и V - объемы нефтепродукта, взятые по градуировочной
1 2
таблице резервуара, соответственно в начале и в конце товарной
операции, куб. м; ро — средняя плотность нефтепродукта в резервуаре, ср. кг/куб. м; альфа — коэффициент линейного расширения материала стенок -6
резервуара, 1/°С; альфа = 12,5 х 10 1/°С;
дельта = (t - t ) - разность температур стенок
tст ст1 ст2
резервуара при измерении объема и при градуировке, °С.
Температура стенки резервуара определяется по формуле:
t + t
1,2 в
t = ---------,
ст1,2 2
где:
t - средняя температура продукта в резервуаре, °С;
1,2
t - температура окружающего воздуха, °С.
в
2.11.3 При объемно-массовом динамическом методе масса брутто нефтепродукта определяется по формуле:
M = V ро (1 + бета дельта ), t
где:
М - масса нефтепродукта, кг;
V - объем нефтепродукта, куб. м;
ро - плотность нефтепродукта, кг/куб. м;
бета - коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/°С;
дельта = (t - t ) - разность температур нефтепродукта при
t ро v
измерении плотности (t ) и объема (t ), °C.
ро v
3. ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ
3.1. Объемный метод измерений представляет собой часть объемно-массового метода, когда измеряют только объем нефтепродукта.
3.2. Для измерения объема этим методом применяются колонки для заправки локомотивов и другой железнодорожной техники дизельным топливом (тип А1066.02) и маслом (тип А1066.03).
4. МАССОВЫЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ
4.1. Этим методом измеряется масса нефтепродуктов в таре и транспортных средствах путем взвешивания на весах.
Для взвешивания нефтепродуктов применяются шкальные или циферблатные весы по ГОСТ 14004, МР-76 и МР-106.
Отсчеты на шкальных и циферблатных весах ведут до 1 деления шкалы.
4.2. Масса взвешиваемых нефтепродуктов не должна превышать грузоподъемности весов. Для снижения влияния внешних условий на погрешность измерений весовые устройства должны быть защищены от ветра и осадков.
4.3. Для взвешивания нефтепродуктов в таре применяются весы товарные общего назначения грузоподъемностью до 3000 кг.
Нефтепродукты в малой таре взвешиваются на весах с наибольшим пределом взвешивания 30 кг.
Масса нефтепродукта определяется как разность между массой брутто и массой тары.
Взвешивание в таре может производиться поштучно и групповым способом, который применяется при отпуске односортных нефтепродуктов.
4.4. Автоцистерны с нефтепродуктами взвешиваются на весах автомобильных стационарных и передвижных общего назначения грузоподъемностью от 10 до 30 т.
4.5. Порядок взвешивания железнодорожных цистерн определяется МИ 1953.
Масса нефтепродуктов в железнодорожных цистернах может определяться как в одиночных цистернах, так и в составе в целом, как слагаемое из одиночных цистерн.
Масса нефтепродуктов в одиночных цистернах определяется как разность результатов взвешивания груженой и порожней цистерны.
Масса нефтепродуктов в железнодорожных цистернах при взвешивании без расцепки определяется как разность между суммой измеренных масс груженых цистерн и суммой масс порожних цистерн.
4.6. Пределы относительной погрешности определения массы нефтепродукта путем взвешивания должны быть +/- 0,5% (наибольшая суммарная масса взвешиваемых цистерн до 2000 т).
4.7. Значение результата измерений округляется до того же разряда, что и значение абсолютной погрешности.
5. ГИДРОСТАТИЧЕСКИЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ
5.1. Гидростатический метод основан на измерении гидростатического давления столба нефтепродукта заполненной части резервуара.
5.2 Массу (кг) нефтепродукта в резервуаре определяют по формуле:
Р S
i ср.
где:
P - гидростатическое давление столба нефтепродукта, Па;
i
V
i
S = -- - средняя площадь сечения, кв. м;
ср. H
i
V - объем нефтепродукта, куб. м;
i
g - ускорение силы тяжести, м/кв. с;
H - уровень наполнения емкости, м.
i
5.3. Массу отпущенного из резервуара нефтепродукта определяют, исходя из разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции, по формуле:
(P - P ) S
i i+1 ср.
где:
P и P - гидростатическое давление столба нефтепродукта в
i i+1
начале и в конце товарной операции, Па;
V - V
i i+1
S = --------- - среднее значение площади сечения части
ср. H - H
i i+1
резервуара, из которой отпущен нефтепродукт, кв. м;
V и V - объемы нефтепродукта, соответственно в начале и в
i i+1
конце товарной операции, куб. м.
5.4. При выполнении измерений количество наблюдений каждой величины должно быть не менее двух, как в начале, так и в конце товарной операции.
5.5 Значение каждой из величин определяют:
- объем V до десятых долей метра кубического;
- уровень Н — до 1 мм;
- гидростатическое давление по манометру с относительной погрешностью +/- 0,25% до значений 50 Па;
- ускорение свободного падения g для данной местности по справочнику до третьей значащей цифры после запятой, м/кв. с;
- среднее значение площади сечения резервуара S до одной значащей цифры после запятой, кв. м.
5.6. При измерении разности давления нефтепродукта в начале и в конце товарной операции учитывают изменение давления столба воздуха в резервуаре по формуле:
P - P = P' - P' - ро g (H - H ), i i-1 i i+1 в i i+1
где:
ро - плотность воздуха, кг/куб. м;
в
H и H - уровень нефтепродукта, соответственно в начале и
i i+1
в конце товарной операции, м;
P' - P' - разность давлений столба нефтепродукта, измеренных
i i+1
по манометру в начале и в конце товарной операции, Па.
6. ИЗМЕРЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ТОПЛИВА И МАСЛА ПРИ ЭКИПИРОВКЕ И РАБОТЕ ТЕПЛОВОЗА
6.1. Количество топлива и дизельного масла при заправке тепловоза в пунктах экипировки измеряется объемно-массовым методом с применением:
топливо-маслораздаточных колонок;
автоматизированной системы измерений и учета нефтепродуктов «Ольха-500».
6.2. Автоматизированная система измерений и учета нефтепродуктов «Ольха-500» предназначена для определения массы топлива и масла.
Она обеспечивает выдачу дозы нефтепродуктов по команде оператора, обработку информации, полученной со входного блока и преобразователя расхода, управление вентилями выходных блоков, а также запись, хранение, выбор и распечатку требуемой информации.
Работа системы может быть переключена с автоматического режима заправки на ручной со снятием показаний с механического счетчика количества жидкости.
Система обеспечивает учет нефтепродуктов с допускаемой относительной погрешностью +/- 0,5%.
Учет отпускаемого на локомотивы топлива, в том числе при экипировке системой «Ольха-500», ведется в суточной ведомости формы ФМУ № 24, приведенной в Приложении 3 к настоящей Инструкции.
Учет отпускаемого на локомотивы дизельного масла ведется в суточной ведомости формы ФМУ-23, приведенной в Приложении 4 к настоящей Инструкции.
Внутрипроизводственный учет отпускаемого на локомотивы дизельного масла при экипировке системой «Ольха-500» ведется в суточной ведомости по рекомендуемой форме, приведенной в Приложении 5 к настоящей Инструкции.
6.3. Измерение количества топлива в баке тепловоза производится при оперативном контроле, при приеме и сдаче рабочей смены локомотивными бригадами, а также перед началом и после заправки тепловозов топливом.
Измерение количества топлива в баке тепловоза производят на горизонтальном участке пути.
6.4. Количество топлива в баке тепловоза измеряют объемно-массовым или гидростатическим методом.
6.4.1 Объемно-массовый метод измерений
Объем топлива в топливном баке определяют по градуированным мерным рейкам, которыми оборудованы все тепловозы.
Градуированная рейка является принадлежностью топливного бака тепловоза. Градуировка реек производится заводами-изготовителями. После каждого капитального ремонта и вызванного в связи с этим возможного изменения вместимости бака должна производиться повторная его градуировка.
Интервал градуировки мерной рейки составляет 50 куб. дм.
Каждый топливный бак должен быть снабжен градуировочной таблицей, к которой прилагаются акт и протокол градуировки объема бака.
Измерения производят при установившемся уровне топлива. Рейку опускают строго вертикально до упора в днище бака, не допуская волн на поверхности топлива.
Показания считывают с точностью до половины деления шкалы сразу по появлении смоченной части рейки над измерительным люком.
Измерения производят с двух сторон топливного бака (при наличии двух измерительных люков) рейками, закрепленными за конкретными люками. Измерение производят дважды.
Температуру и плотность топлива измеряют в порядке, установленном подпунктами 2.9 и 2.10 настоящей Инструкции.
Масса топлива в баке тепловоза определяется по формуле:
где:
ро - плотность топлива, кг/куб. дм;
V - средний объем топлива по двум измерениям с обеих сторон
ср.
бака по шкале рейки, куб. дм.
Массу топлива (кг) записывают в журнал формы ТУ-152 после каждого измерения с указанием времени.
6.4.2 Гидростатический топливомер.
Гидростатические топливомеры контролируют уровень топлива в баке путем измерения гидростатического давления столба топлива при продувке через него воздуха через специальное устройство.
Измерения производят в соответствии с техническим описанием на гидростатический топливомер.
6.5. Измерение удельного расхода топлива при контроле теплотехнического состояния тепловозов.
В случае постоянного перерасхода топлива дизелем относительно установленных норм необходимо отставить тепловоз на реостатный пункт и произвести определение удельного расхода топлива.
Определение удельного расхода топлива производят только путем измерения его массы. Измерение массы осуществляют взвешиванием.
Определение удельного расхода топлива дизелем тепловоза является технологической операцией, включающей в себя измерения часового расхода топлива дизелем и мощности главного генератора тепловоза. Указанная операция производится после регулировки дизеля.
Измерение часового расхода топлива автоматическим весовым электронным топливомером для реостатных испытаний производят в соответствии с техническим описанием на топливомер.
При отсутствии на реостатных станциях топливомеров для измерения часового расхода топлива применяют весы и секундомер соответствующего класса.
Предельная допускаемая погрешность измерения часового расхода топлива не должна превышать +/- 0,5%.
7. ПРИМЕНЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ
7.1. Результаты фактического определения количества нефтепродуктов предназначены для сведения материального баланса поступления, отпуска, хранения и использования нефтепродуктов с учетом норм естественной убыли и допускаемой погрешности измерений и сопоставления его с бухгалтерскими документами.
7.2. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании, а также порядок их применения определяются в порядке, установленном Постановлением Госснаба СССР от 26.03.86 № 40 (Указание МПС СССР от 11.04.86 № 145 пр-у).
Списание нефтепродуктов в пределах норм естественной убыли до установления факта недостачи запрещается.
Инструкция о порядке и методах измерений при поступлении, хранении, отпуске и использовании нефтепродуктов на предприятиях МПС, утвержденная МПС России от 07.12.93 № ЦТ-212, признается утратившей силу.
| Наименование средств измерений | Межповерочный интервал | НД по поверке | |
|---|---|---|---|
| 1 | Счетчики нефтепродуктов | 1 год | ГОСТ 8.451-81 |
| 2 | Топливо-маслораздаточные колонки | 1 год | РД 32 ЦТ 23-85 РД 32 ЦТ 24-85 |
| 3 | Мерники технические | 2 года | ГОСТ 13844-68 |
| 4 | Автоцистерны для нефтепродуктов | 2 года | ГОСТ Р 8.569-98 |
| 5 | Резервуары стационарные для хранения нефтепродуктов | 5 лет | МИ 1823-87 |
| 6 | Весоизмерительные приборы | 1 год | ГОСТ 8.453-82 |
| 7 | Уровнемеры | 1 год | ГОСТ 8.321-78 |
| 8 | Метроштоки | 1 год | ГОСТ 8.247-77 |
| 9 | Рулетки с грузом | 1 год | МИ 1780-87 |
| 10 | Термометры всех типов | 1 год | ГОСТ 8.461-82 |
| 11 | Секундомеры механические | 1 год | ГОСТ 8.423-81 |
| 12 | Секундомеры электрические | 1 год | ГОСТ 8.286-78 |
| 13 | Автоматизированные системы измерений и учета нефтепродуктов «Ольха-500» | 1 год | РД 32 ЦТ 208-99 |
Колонки для заправки локомотивов для внутристанционных маневровых работ в соответствии с Р 32-110-98 могут иметь свидетельство о калибровке.
ГОСТ 8.247-77 ГСИ. Метроштоки для измерения уровня нефтепродуктов в транспортных и стационарных емкостях.
ГОСТ 8.286-78 ГСИ. Секундомеры электрические. Методы и средства поверки.
ГОСТ 8.302-78 ГСИ. Микроманометры жидкостные компенсационные с микрометрическим винтом МКВ-250. Методы и средства поверки.
ГОСТ 8.321-78 ГСИ. Уровнемеры промышленного применения и поплавковые. Методы и средства поверки.
ГОСТ 8.346-79 ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки.
ГОСТ 8.423-81 ГСИ. Секундомеры механические. Методы и средства поверки.
ГОСТ 8.453-82 ГСИ. Весы для статического взвешивания. Методы и средства поверки.
ГОСТ 8.461-82 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления. Методы и средства поверки.
ГОСТ Р 8.569-98 Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки.
ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.
ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.
ГОСТ 12.4.124-83 ССБТ. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования.
ГОСТ 400-80Е Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия.
ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.
ГОСТ 6651-94 Термопреобразователи сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний.
ГОСТ 7502-89 Рулетки измерительные металлические. Технические условия.
ГОСТ 13196-93 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний.
ГОСТ 13874-68 Мерники металлические технические. Методы и средства поверки.
ГОСТ 14004-68 Весы рычажные общего назначения. Пределы взвешивания. Нормы точности.
ГОСТ 18481-81Е Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия.
ГОСТ 26976-86 Нефть и нефтепродукты. Методы определения массы.
ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний.
РД 32 ЦТ 23-85 Колонки для заправки локомотивов дизельным топливом типа А1066.02.
РД 32 ЦТ 24-85 Колонки для заправки локомотивов маслом типа А1066.03.
РД 32 ЦТ 208-99 Автоматизированная система измерений и учета нефтепродуктов «Ольха-500». Методика поверки.
ТУ-112-РСФСР-029-90 Метрошток для измерения уровня нефтепродуктов в транспортных и стационарных емкостях.
Р 32-110-98 Руководство по установлению номенклатуры контролируемых параметров и средств измерений на железнодорожном транспорте, подлежащих государственному метрологическому контролю и надзору.
МИ 1823-87 ГСИ. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров. Методика выполнения измерений геометрическим и объемным методами.
МИ 1953-88 Масса народно-хозяйственных грузов при бестарных перевозках. Методика выполнения измерений.
МР-76 Взвешивающие устройства неавтоматического действия. Метрологические и технические требования.
МР-106 Железнодорожные весы для взвешивания в движении.
Таблицы калибровки железнодорожных цистерн. Издательство Транспорт-Трансинфо. 1997 г.
Суточная ведомость N __ Специализированная внутриведомственная форма N ФМУ-24 отпуска дизельного топлива на Утверждена указанием МПС России от 01.03.99 N Ш-209у локомотивы ______________ Согласована Госкомстатом России письмом от 18.02.99 депо N 01-05-09/105
| «__» ________________ ____ г. Код формы | 0303809 |
|---|
База (склад) _____________
| Код вида операции | База (склад) | Код депо получателя | Корреспондирующий счет | Номенклатурный номер | |
| счет, субсчет | код аналитического учета | ||||
| Серия и номер локомотива | Номер маршрута | Показания рейки | Показания счетчиков по предыдущей ведомости | Отпущено | Расписка | |||||
| до отпуска | после отпуска | первого | второго | литров | удельный вес | масса | машиниста | работника базы (склада) | ||
| Показания счетчиков после отпуска топлива | ||||||||||
| первого | второго | |||||||||
| Серия и номер локомотива | Номер маршрута | Показания рейки | Показания счетчиков по предыдущей ведомости | Отпущено | Расписка | |||||
| до отпуска | после отпуска | первого | второго | литров | удельный вес | масса | машиниста | работника базы (склада) | ||
| Показания счетчиков после отпуска топлива | ||||||||||
| первого | второго | |||||||||
| Руководитель базы (склада) ____________________ | Итого | Порядковый номер записи по складской картотеке | ||||||||
| подпись расшифровка подписи | Цена (руб. коп.) | |||||||||
| Работник базы (склада) ________________________ подпись расшифровка подписи | Сумма (руб. коп.) | |||||||||
_____________________________ Специализированная внутриведомственная форма N ФМУ-23 предприятие Утверждена указанием МПС России от 01.03.99 N Ш-209у
Согласована Госкомстатом России письмом от 18.02.99
Суточная ведомость N __ № 01-05-09/105 отпуска топлива, смазочных
| на локомотивы ___________ Код формы | 0303809 |
|---|
| Код вида операции | База (склад) | Код депо получателя | Корреспондирующий счет | |
| счет, субсчет | код аналитического учета | |||
| Серия и номер локомотива | Станция отправления | Итого | Расписка | |||||||
| машиниста | работника | |||||||||
| Наименование материала | Топливо, смазочные и другие материалы | Дрова | базы (склада) | |||||||
| Марка | ||||||||||
| Номер маршрута | Количество | |||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||||
| Серия и номер локомотива | Наимен. материалов | Итого | Расписка | |||||||
| машиниста | работника | |||||||||
| Марка | Дрова | базы (склада) | ||||||||
| Номенкл. номер | ||||||||||
| Код. ед. изм. | ||||||||||
| Номер маршрута | Количество | |||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||||
| Итого количество | Подпись работника базы (склада) | |||||||||
| Цена (руб. коп.) | ||||||||||
| Сумма (руб. коп.) | ||||||||||
| Порядковый номер записи по складской картотеке | ||||||||||
Суточная ведомость N _____ отпуска дизельного масла
«__» __________ ____ г.
| Серия и номер локомотива | Номер маршрута | Машинист | Удельный вес, г/куб. см | Объем, л | Масса, кг |
|---|
Оператор ________________
фамилия