Бесплатная горячая линия

8 800 700-88-16
Главная - Другое - Погрешность мерки на заправке

Погрешность мерки на заправке

Погрешность мерки на заправке

Нефтепродуктообеспечение

Замер уровня и отбор проб на АЗС Отбор точечных проб из горизонтальных резервуаров и автомобильных цистерн производится переносными пробоотборниками для проверки качества топлив и соответствия их требованиям действующих стандартов. Для отбора проб закрытый пробоотборник опускают до заданного уровня так, чтобы отверстие, через которое происходит его заполнение, находилось на этом уровне.

Затем открывают крышку или пробку, заполняют пробоотборник и поднимают его. Пробы с нескольких уровней отбирают последовательно сверху вниз.

При измерении температуры и плотности нефтепродукта пробоотборник удерживают на заданном уровне до начала его заполнения не менее 5 минут. Это необходимо делать для того, чтобы пробоотборник принял температуру нефтепродукта.

Точечную пробу из автомобильной цистерны отбирают с уровня, расположенного на высоте 0,33 диаметра цистерны от нижней образующей (число проб — 2).

Точечные пробы нефтепродуктов на АЗС из горизонтальных резервуаров отбирают с 3 уровней:

  1. среднего — с середины высоты столба нефтепродукта;
  2. нижнего — на 100 мм ниже приемного клапана.
  3. верхнего — на 200 мм ниже поверхности нефтепродукта;

Число проб для горизонтальных резервуаров соответственно, 1, 6 и 1. Средняя проба представляет собой смесь индивидуальных проб и позволяет установить среднее значение определяемой характеристики (температуры или плотности).

Уровнемеры по принципу действия делятся на механические (поплавковые), буйковые, пьезометрические, электрические, емкостные, радиоактивные, радиоинтерференционные, ультразвуковые и др. В настоящее время находят широкое применение системы автоматизированного измерения параметров светлых нефтепродуктов при приеме, хранении и оперативном контроле резервуарного парка АЗС, например уровнемер «Струна». Принцип действия уровнемера основан на измерении времени распространения ультразвука в металлическом проводнике.

На базе уровнемера «Струна» возможно применение систем противоаварийной защиты.

Системы предотвращения перелива топлива при наполнении резервуаров выполняются в двух модификациях. Одна из модификаций обеспечивает предупреждение о достижении номинального уровня наполнения резервуаров с помощью подачи звуковых и световых сигналов и автоматическую блокировку переполнения резервуаров при достижении предельного уровня их заполнения с помощью отключения насосов или приведения в действие запорных устройств с дистанционным управлением.

Одна из модификаций обеспечивает предупреждение о достижении номинального уровня наполнения резервуаров с помощью подачи звуковых и световых сигналов и автоматическую блокировку переполнения резервуаров при достижении предельного уровня их заполнения с помощью отключения насосов или приведения в действие запорных устройств с дистанционным управлением. Гарантированное выполнение функций системы достигается посредством постоянного автоматического контроля ее исправности.

При отказе системы проводится автоматическое блокирование подачи топлива в резервуар до устранения неисправности.

Отличительной особенностью другой модификации системы является полное дублирование ее элементов при одновременном выполнении всех функциональных возможностей первой модификации. Это позволяет осуществлять безопасную эксплуатацию АЗС, даже при отказе одной из подсистем, до проведения очередных регламентных работ, во время которых устраняются неисправности.

Использование данной модификации системы исключает необходимость длительного вывода АЗС из эксплуатации для проведения соответствующих ремонтных работ.

Для определения линейных размеров резервуаров и измерения высоты уровня нефтепродуктов применяют гибкие металлические рулетки 3-го класса точности типа РЗ длиной 10, 20, 30 м с шириной ленты 10, 12 мм и типа РЛ длиной 10 и 20 м. Погрешность рулетки не должна превышать величин: для рулеток с пределами измерения до 10 м — 2,5 мм; для рулеток с пределами измерения до 20 м и более — 4 мм.

Для натяжения ленты рулетки при замере взлива нефтепродукта и для прикрепления водочувствительной ленты при определении взлива подтоварной воды применяют лоты. Наиболее распространены лоты двух типов: цилиндрические (монолитные или полые) и прорезные.

При эксплуатации наиболее удобны прорезные лоты: они легче погружаются в вязкие нефтепродукты. Изготавливают лоты из стали или латуни диаметром 40…45 мм и длиной 300…400 мм.

Погрешность лота на всю длину не должна превышать 0,5 мм. Для измерения уровня нефтепродуктов в стационарных резервуарах высотой до 3 м и автоцистернах применяют метроштоки, представляющие собой 3 соединенных цельных или телескопических звена стальных, алюминиевых тонкостенных труб диаметрами соответственно: D = 30 и d = 28; D = 27 и d = 25; D = 24 и d = 22 мм с нанесенными миллиметровыми делениями.

Цена деления шкалы — 1 мм. Допустимая погрешность на всю длину шкалы 2 мм. При определении высоты взлива нефтепродуктов звенья труб раздвигают и закрепляют механическим способом, для чего на концах труб 2-го и 3-го звеньев имеются защелки с пружинами. Метрошток при замере нефтепродукта опускают в резервуар (зондовую трубу) через открытый замерный люк.

Опускать метрошток следует медленно, с тем чтобы не взволновать поверхность нефтепродукта. Для более четкого отсчета уровня взлива метрошток в месте предполагаемой высоты нефтепродукта натирают мелом.

Замер уровня производится до трех раз, а в расчет принимается среднее его значение. После каждого замера метрошток промывают бензином, насухо протирают, слегка смазывают маслом.

Хранить метрошток во избежание его искривления рекомендуется в вертикальном положении подвешенным в специальном закрываемом дверцей коробе. Метроштоки изготавливаются нескольких типов:

  1. МШР — метрошток раздвижной (складной);
  2. МШС-1 и МШС-2 — метроштоки составные (неразъемные);
  3. МШМ-3,5 — метрошток модернизированный с жестким креплением звеньев.

Водочувствительные ленты изготавливают шириной 6…7 мм, длиной 50…70 мм из плотной бумаги, покрывают водочувствительным составом, обладающим свойствами растворяться в воде и не растворяться в нефтепродуктах. При определении подтоварной воды ленту в затянутом виде прикрепляют с помощью кнопок к деревянным пробкам, вставленным в боковые отверстия на лоте или в нижнем конце метроштока.

Водочувствительная лента выдерживается в резервуаре при замере светлых нефтепродуктов 5…10 минут. Вместо ленты можно использовать водочувствительные пасты, преимущества которых заключаются в том, что они быстро реагируют на воду и их можно наносить тонким слоем толщиной 0,2…0,3 мм непосредственно на лот или метрошток перед замером взлива подтоварной воды. Для проверки точности измерения топливо- и маслораздаточных колонок в процессе эксплуатации, а также после ремонта, при тарировке резервуаров на АЗС используются образцовые металлические мерники.

Образцовые мерники в зависимости от разряда имеют следующую вместимость (в литрах):

  1. первый разряд: 5, 10, 20, 50, 100, 200, 500, 1000;
  2. второй разряд: 5, 10, 20, 50, 100, 200, 500, 1000, 2000, 5000.

Допустимая относительная погрешность образцовых мерников в пределах температуры 20°С: первого разряда ±0,025%, второго разряда ±0,1%.

Мерники изготавливаются из искробезопасных материалов: нержавеющей стали или медных сплавов; внешние и внутренние поверхности мерников, изготовленных из медных сплавов, имеют защитные покрытия. В зависимости от производительности проверяемых колонок применяют мерники различной вместимости:

  1. при номинальной производительности колонок 25, 40 и 60 л/мин — вместимостью 10, 50, 100 л;
  2. при номинальной производительности колонок 100…160 л/мин — вместимостью 20, 100 л;
  3. при номинальной производительности колонок более 250 л/мин — вместимостью 50, 100 л.

Образцовые мерники подлежат периодической проверке не реже одного раза в год.

Методом сравнения количества топлива, отпущенного через раздаточный кран в образцовый мерник, внутренние стенки которого предварительно смочены топливом, с количеством топлива, определенным образцовым мерником после полной дегазации газовоздушной смеси и исчезновения пены с поверхности топлива, определяют погрешность показаний средств измерений в ТРК с дозаторами. Объем нефтепродукта в резервуаре, соответствующий определенному взливу, определяют по градуировочным (калибровочным) таблицам и затем путем умножения на плотность переводят в массовые единицы.

Для градуировки резервуаров вместимостью до 100 м3 используются передвижные установки, например ТОКАР.

Передвижная установка ТОКАР позволяет проводить комплексные работы по метрологическому контролю измерительного оборудования АЗС: топливораздаточных колонок, резервуаров, автозаправщиков, мерников. В комплектацию ТОКАР входят счетчики объема жидкости, преобразователь уровня типа «Струна-М», насосный агрегат, преобразователь температуры топлива для счетчика жидкости, бортовой компьютер с принтером, электронный блок управления и другое оборудование.

В комплектацию ТОКАР входят счетчики объема жидкости, преобразователь уровня типа «Струна-М», насосный агрегат, преобразователь температуры топлива для счетчика жидкости, бортовой компьютер с принтером, электронный блок управления и другое оборудование. Замер уровня и отбор проб на АЗС

Погрешность при отпуске нефтепродуктов со склада ГСМ

  1. 0
  2. Пол:муж
  3. Пользователи
  4. 14 сообщений
  5. Участник

Здравствуйте!

Отпуск нефтепродукта ведется со склада ГСМ в автоцистерны через комплексы топливораздаточные ТЗК-100, далее,из автоцистерны, отбирается проба нефтепродукта и измеряется плотность при помощи ареометра типа АНТ-1, далее по данным объемного счетчика(ТЗК100) и измеренной плотности вычисляется масса отпущенного продукта. характеристи используемых СИ: ТЗК100 — предел относительной погрешности в условиях эксплуатации — 0,5%; АНТ-1 — 0,5кг/м3 Вопрос: 1.

В какой нормативной документации регламентирована погрешность при отпуске нефти и нефтепродуктов со склада ГСМ? 2. Чему равна погрешность измерения массы отпущенного продукта при помощи указанных СИ? Заранее спасибо!

  1. 60
  2. Пользователи
  3. Наш человек
  4. 612 сообщений
  5. г. Ленинградская обл., г. Выборг
  6. Пол: муж
  7. Сергей Анатольевич
  8. Место работы: Криогаз-Высоцк

Вопрос: 1.

В какой нормативной документации регламентирована погрешность при отпуске нефти и нефтепродуктов со склада ГСМ?

2. Чему равна погрешность измерения массы отпущенного продукта при помощи указанных СИ? Заранее спасибо! Здравствуйте, как мне кажется. Погрешность при отпуске нефтепродуктов регламентирована в ГОСТ Р 8.595-2004, там же по формулам можете оценить погрешность для своих СИ.

  1. 14 сообщений
  2. 0
  3. Участник
  4. Пользователи
  5. Пол:муж

Погрешность при отпуске нефтепродуктов регламентирована в ГОСТ Р 8.595-2004, там же по формулам можете оценить погрешность для своих СИ.

Здравствуйте! 1. Под какой метод измерения(согласно ГОСТ Р 8.595-2004) подходит наш метод? Похоже на 2 метода: — Косвенный метод динамических измерений массы продукта (но согласно ГОСТ, применяют для измерений массы продукта, транспортируемого или перекачиваемого по трубопроводам(у нас отгрузка в автоцистерны))- по ГОСТ погрешность 0,25% — Косвенный метод статических измерений (Согласно ГОСТ используются уровнемеры+градуировочные таблицы, либо меры полной вместимости (мы наливаем по объемному счетчику))- по ГОСТ погрешность 0,5% 2. Все же какая максимально допустимая погрешность в нашем случае, наш метод точно не прописан в ГОСТ Р 8.595-2004?

Заранее спасибо!

  1. Участник
  2. Пользователи
  3. Пол: муж
  4. 2
  5. г. Ростов-на-Дону
  6. 44 сообщения
  7. Александр Евгеньевич

(изменено) 1. Под какой метод измерения(согласно ГОСТ Р 8.595-2004) подходит наш метод? Похоже на 2 метода: — Косвенный метод динамических измерений массы продукта (но согласно ГОСТ, применяют для измерений массы продукта, транспортируемого или перекачиваемого по трубопроводам(у нас отгрузка в автоцистерны))- по ГОСТ погрешность 0,25% — Косвенный метод статических измерений (Согласно ГОСТ используются уровнемеры+градуировочные таблицы, либо меры полной вместимости (мы наливаем по объемному счетчику))- по ГОСТ погрешность 0,5% 2.

Все же какая максимально допустимая погрешность в нашем случае, наш метод точно не прописан в ГОСТ Р 8.595-2004?

Заранее спасибо! Если Вы льёте не по планку, а по счётчику, то, получается, у Вас косвенный метод динамических измерений 0,25 % .

Но: 4.3 При косвенном методе динамических измерений массу продукта определяют по результатам следующих измерений в трубопроводе: а) плотности с помощью поточных преобразователей плотности (далее — преобразователь плотности), давления и температуры. При отключении рабочего и отсутствии резервного преобразователя плотности плотность продукта определяют при помощи ареометра в лаборатории по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 или лабораторного плотномера в объединенной пробе, составленной из точечных проб, отобранных по ГОСТ 2517. Коэффициенты объемного расширения и сжимаемости продукта определяют в соответствии с МИ 2632 [1] или принимают для нефти по МИ 2153 [2]; б) объема продукта с помощью преобразователей расхода, давления и температуры или счетчиков жидкости Результаты измерений плотности и объема продукта приводят к стандартным условиям или результат измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема.

Процедура определения плотности получается несколько сложнее! Изменено 30 Июня 2011 пользователем NSG

  1. г. Уфа
  2. Марсель Хасанович
  3. Наш человек
  4. 1 114 сообщений
  5. Пользователи
  6. Пол: муж
  7. 107

Отпуск нефтепродукта ведется со склада ГСМ в автоцистерны через комплексы топливораздаточные ТЗК-100, далее,из автоцистерны, отбирается проба нефтепродукта и измеряется плотность при помощи ареометра типа АНТ-1, далее по данным объемного счетчика(ТЗК100) и измеренной плотности вычисляется масса отпущенного продукта. характеристи используемых СИ: ТЗК100 — предел относительной погрешности в условиях эксплуатации — 0,5%; АНТ-1 — 0,5кг/м3 Вопрос: 1.

В какой нормативной документации регламентирована погрешность при отпуске нефти и нефтепродуктов со склада ГСМ? 2. Чему равна погрешность измерения массы отпущенного продукта при помощи указанных СИ? Т.к Вы измеряете массу нефтепродукта при отгрузке его потребителям, то Вы действуете в сфере ГРОЕИ.

Законность Ваших действий будет обусловлена наличием методики измерений массы нефтепродукта. Если Вы используете объёмный счётчик для определения объёма, лабораторные или по месту испытания н/п для измерения плотности, то это МИ косвенным методом динамических измерений. Согласно требованиям ГОСТ 8.595 п.5.1.1 пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта не должны превышать 0,25%.

Ваш ТЗК-100 имеет погрешность 0,25% при измерении объёма и то при 20+-5 гр.С. Так, что с ТЗК вряд ли что либо получится.

Если вы будете использовать калиброванную меру полной вместимости вместимости или меру вместимости для определения объёма, то это будет косвенный метод статических измерений.

Согласно требованиям ГОСТ 8.595 п.5.1.1 пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта не должны превышать 0,65% (при массе до 120 т). Т.о. на Ваш 1-й вопрос: ГОСТ 8.595.

2-й вопрос: в связи с вышеизложенным не имеет большого смысла.

  1. Наш человек
  2. Пользователи
  3. г. Альметьевск, РТ
  4. Пол: муж
  5. Место работы: АО «СМП-Нефтегаз»
  6. 1 332 сообщения
  7. Флюр Романович
  8. 137

(изменено) Т.к Вы измеряете массу нефтепродукта при отгрузке его потребителям, то Вы действуете в сфере ГРОЕИ.

Законность Ваших действий будет обусловлена наличием методики измерений массы нефтепродукта.

Если Вы используете объёмный счётчик для определения объёма, лабораторные или по месту испытания н/п для измерения плотности, то это МИ косвенным методом динамических измерений. Согласно требованиям ГОСТ 8.595 п.5.1.1 пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта не должны превышать 0,25%.
Согласно требованиям ГОСТ 8.595 п.5.1.1 пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта не должны превышать 0,25%.

Ваш ТЗК-100 имеет погрешность 0,25% при измерении объёма и то при 20+-5 гр.С. Так, что с ТЗК вряд ли что либо получится.

Если вы будете использовать калиброванную меру полной вместимости вместимости или меру вместимости для определения объёма, то это будет косвенный метод статических измерений. Согласно требованиям ГОСТ 8.595 п.5.1.1 пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта не должны превышать 0,65% (при массе до 120 т). Т.о. на Ваш 1-й вопрос: ГОСТ 8.595.

2-й вопрос: в связи с вышеизложенным не имеет большого смысла.

Рекомендую воспользоваться прямым методом динамических измерений или автовесами- намного меньше мороки. Да и автоматизация процесса отпуска делается на 100% Изменено 1 Июля 2011 пользователем bugor1956

  1. 2
  2. Пол: муж
  3. Пользователи
  4. 44 сообщения
  5. Участник
  6. Александр Евгеньевич
  7. г. Ростов-на-Дону

На многосекционном бензовозе с разными видами нефтепродуктов весы не помогут.

А вот кориолисовые массомеры — сегодняшний день!

  1. Пол: муж
  2. Место работы: АО «СМП-Нефтегаз»
  3. г. Альметьевск, РТ
  4. Пользователи
  5. Флюр Романович
  6. Наш человек
  7. 1 332 сообщения
  8. 137

.А вот кориолисовые массомеры — сегодняшний день!

Вот и я про тоже

Здесь имеется возможность вносить в накладные массу и вычислять объем по температуре и каналу измерения плотности

  1. Марсель Хасанович
  2. Пользователи
  3. 1 114 сообщений
  4. Пол: муж
  5. Наш человек
  6. г. Уфа
  7. 107

На многосекционном бензовозе с разными видами нефтепродуктов весы не помогут.

А вот кориолисовые массомеры — сегодняшний день! Весы — это намного проще и намного надёжнее.

У кориолиса зимой может произойти прилипание капельки влаги к вибрирующей трубке — пока не отогреете — ничего не поможет. А влага она всегда присутствует — тут и технология и дыхание емкостей и человеческий фактор.

Да и с поверкой у весов всё гораздо проще.

Так что не больно то обольщайтесь насчёт кориолиса.

  1. Пользователи
  2. Наш человек
  3. Флюр Романович
  4. 1 332 сообщения
  5. Место работы: АО «СМП-Нефтегаз»
  6. 137
  7. г. Альметьевск, РТ
  8. Пол: муж

(изменено) Весы — это намного проще и намного надёжнее. У кориолиса зимой может произойти прилипание капельки влаги к вибрирующей трубке — пока не отогреете — ничего не поможет. А влага она всегда присутствует — тут и технология и дыхание емкостей и человеческий фактор.Да и с поверкой у весов всё гораздо проще.

Так что не больно то обольщайтесь насчёт кориолиса. Хоть я и сторонник весов, но массомеры тоже хорошо, Обычно нефть и нефтепродукт имеют положительную ттемпературу и залипание капель влаги не столь существенный фактор Изменено 3 Июля 2011 пользователем bugor1956

  1. Марсель Хасанович
  2. Пользователи
  3. Пол: муж
  4. Наш человек
  5. г. Уфа
  6. 107
  7. 1 114 сообщений

Обычно нефть и нефтепродукт имеют положительную ттемпературу и залипание капель влаги не столь существенный фактор Может само «залипание капель влаги не столь существенный фактор», но вот рекламация потребителя с этим связанная — это очень существенный фактор. Имеем 8 массомеров на наливной эстакаде, зимой периодически возникают проблемы с недоливом, обычно это происходит при резкой перемене погоды.

То что н/п обычно имеет положительную температуру — согласен. Но всё остальное (пустые трубопроводы, сами массомеры) имеет температуру окружающей среды. В начале налива массомер показывает отрицательную температуру, потом постепенно прогревается до положительных температур, этого бывает достаточно, чтобы получить промах.

Н/п обычно хранят в резервуарах. По технологии н/п получают разделением нефти с применением перегретого водяного пара — отсюда влага в н/п обысловлена уже технологией.

В резервуар н/п попал при температуре 60 гр.С, вытеснил лишний воздух, затем начинает остывать, и в резервуар попадает воздух из окр.

среды, влага конденсируется. Человеческий фактор, после приёма н/п в резервуар его необходимо отстоять, влага должна «осесть», для этого необходимо какое то время, его нет, начинаем отгрузку — и вот они слёзки и появились на массомере.

Поверка массомера обычно осуществляется или передвижной ТПУ или отправляют на проливную установку. И было, что передвижная ТПУ оказалась дороже, чем отправка кориолиса в другой город.

Это всё время. Весы ж/д или авто обычно поверяются максимум 3 ч.

Выводы делйте сами.

  1. Пользователи
  2. Александр Евгеньевич
  3. г. Ростов-на-Дону
  4. Участник
  5. Пол: муж
  6. 44 сообщения
  7. 2

Пока не имеем ни весов, ни массомеров, но последние уже заказали. Думаю, что вода на кориолисе от технологии производства нефтепродукта никак не зависит

.

Так можно вспомнить, что из скважины бывает 95% воды идёт

. Весы для многосекционного бензовоза не панацея. Прогонять через весы каждый отсек с разным продуктом?

«Я вас умоляю.» При имеющейся фильтрации и времени отстаивания в резервуарах, воды в бензинах и ДТ практически не наблюдаем. Да и регион не холодный.

  1. Пользователи
  2. Владимир Орестович
  3. Пол: муж
  4. Место работы: ПАО «Акрон»
  5. 6 109 сообщений
  6. 324
  7. Наш человек
  8. г. Великий Карфаген

Обычно нефть и нефтепродукт имеют положительную ттемпературу и залипание капель влаги не столь существенный фактор Может само «залипание капель влаги не столь существенный фактор», но вот рекламация потребителя с этим связанная — это очень существенный фактор.

Имеем 8 массомеров на наливной эстакаде, зимой периодически возникают проблемы с недоливом, обычно это происходит при резкой перемене погоды. То что н/п обычно имеет положительную температуру — согласен. Но всё остальное (пустые трубопроводы, сами массомеры) имеет температуру окружающей среды. В начале налива массомер показывает отрицательную температуру, потом постепенно прогревается до положительных температур, этого бывает достаточно, чтобы получить промах.
В начале налива массомер показывает отрицательную температуру, потом постепенно прогревается до положительных температур, этого бывает достаточно, чтобы получить промах.

Н/п обычно хранят в резервуарах.

По технологии н/п получают разделением нефти с применением перегретого водяного пара — отсюда влага в н/п обысловлена уже технологией.

В резервуар н/п попал при температуре 60 гр.С, вытеснил лишний воздух, затем начинает остывать, и в резервуар попадает воздух из окр. среды, влага конденсируется. Человеческий фактор, после приёма н/п в резервуар его необходимо отстоять, влага должна «осесть», для этого необходимо какое то время, его нет, начинаем отгрузку — и вот они слёзки и появились на массомере. Поверка массомера обычно осуществляется или передвижной ТПУ или отправляют на проливную установку.

И было, что передвижная ТПУ оказалась дороже, чем отправка кориолиса в другой город. Это всё время. Весы ж/д или авто обычно поверяются максимум 3 ч.

Выводы делйте сами. Возможно ответ в стабильности нулевой точки массметра. Например: НУ +20С. Зимой у Вас -30С это дополнительно 0,05%. Интересно о каком порядке размерности недолива идет речь?

Сверку узла учета в зимнее время проводите? Как проводиться корректировка «свободного столба» (drible) в трубопроводе.
  1. 107
  2. г. Уфа
  3. Марсель Хасанович
  4. Наш человек
  5. 1 114 сообщений
  6. Пользователи
  7. Пол: муж

(изменено) Возможно ответ в стабильности нулевой точки массметра. Например: НУ +20С. Зимой у Вас -30С это дополнительно 0,05%.

Интересно о каком порядке размерности недолива идет речь? Сверку узла учета в зимнее время проводите? Как проводиться корректировка «свободного столба» (drible) в трубопроводе.

Были недоливы до 1т на ж/д цистерну. Это, Владимир Орестович, никакими доп. погрешностями не оправдать. Сверками занимаемся по возникновению проблем — сравнением с показаниями ж/д весов, процедура длительная, пока то да сё всё опять приходит в норму.

Только неприятный осадок на душе остаётся. Александр Евгеньевич, извините сразу не посмотрел, что Вы с югов.

Наверно для Вас мои выкладки не имеют значения, Изменено 4 Июля 2011 пользователем Шарипов

  1. 2
  2. г. Ростов-на-Дону
  3. Участник
  4. Пользователи
  5. Пол: муж
  6. Александр Евгеньевич
  7. 44 сообщения

Александр Евгеньевич, извините сразу не посмотрел, что Вы с югов. Наверно для Вас мои выкладки не имеют значения, Марсель Хасанович, дело, наверное в отличие предприятий: у Вас НПЗ? У меня нефтебаза: даже морозной зимой — пришли холодные ж.д.цистерны (с недоливом от кориолисово-человеческого фактора

), их слили в холодные РВС, выдали по холодным трубопроводам через холодные массомеры — где там вода налипнет?

P.S. теперь хоть знать буду отчего недолив, а тож всё умысел подозревал .

  1. Пользователи
  2. Участник
  3. Пол: муж
  4. г. Ростов-на-Дону
  5. Александр Евгеньевич
  6. 44 сообщения
  7. 2

Кстати, интересна природа появления такого бензинового инея сентябрьским тёплым днём.

  1. Владимир Орестович
  2. Пользователи
  3. г. Великий Карфаген
  4. 6 109 сообщений
  5. Пол: муж
  6. 324
  7. Место работы: ПАО «Акрон»
  8. Наш человек

Кстати, интересна природа появления такого бензинового инея сентябрьским тёплым днём. Дросселирование. Легкая фракция улетучилась , а тяжелая осталась Пора клапан в ревизию.

  1. 324
  2. Владимир Орестович
  3. Пол: муж
  4. 6 109 сообщений
  5. г. Великий Карфаген
  6. Наш человек
  7. Место работы: ПАО «Акрон»
  8. Пользователи

Были недоливы до 1т на ж/д цистерну.

Это, Владимир Орестович, никакими доп.

погрешностями не оправдать. Сверками занимаемся по возникновению проблем — сравнением с показаниями ж/д весов, процедура длительная, пока то да сё всё опять приходит в норму. Только неприятный осадок на душе остаётся. Похоже, что такая ситуация зимой не только с нефтепродуктами

.

Есть над чем подумать.

  1. Активный участник
  2. Пользователи
  3. г. Москва
  4. 2
  5. Пол:муж
  6. 90 сообщений

Коллеги, случайно наткнулся на старую тему и захотелось вставить 5 копеек. В связи с подписанием приказа №179 от 15.03.2016г.

министром Новаком.А.В., теперь ГОСТ 8.595 для нас при разработке МИ совершенно необязателен.

Я бы его даже не открывал, так как предлагаемые ГОСТом оценки погрешности измерения массы, а так же расчета массы не всегда оптимальны. Для меня этот ГОСТ был актуален до выхода приказа, только в части предельных погрешностей, теперь на это есть приказ №179.

  1. Алексей Александрович
  2. Пол: муж
  3. Пользователи
  4. Наш человек
  5. 75
  6. г. Самара
  7. 741 сообщение

Здравствуйте! Отпуск нефтепродукта ведется со склада ГСМ в автоцистерны через комплексы топливораздаточные ТЗК-100, далее,из автоцистерны, отбирается проба нефтепродукта и измеряется плотность при помощи ареометра типа АНТ-1, далее по данным объемного счетчика(ТЗК100) и измеренной плотности вычисляется масса отпущенного продукта. характеристи используемых СИ: ТЗК100 — предел относительной погрешности в условиях эксплуатации — 0,5%; АНТ-1 — 0,5кг/м3 Вопрос: 1.

В какой нормативной документации регламентирована погрешность при отпуске нефти и нефтепродуктов со склада ГСМ? 2. Чему равна погрешность измерения массы отпущенного продукта при помощи указанных СИ? Заранее спасибо! Относительно погрешности измерений, в данный момент следует руководствоваться приказом Минэнерго № 179.

При использовании автоцистерн, я бы рекомендовал вам конечно пользоваться методом измерения мер полной вместимости с измерением плотности, но это при условии, что вы наливаете полные цистерны по планку.

Этим способом, вы выигрываете в плане погрешности измерений. Если уж вы хотите заниматься измерениями динамическими, тогда вам следует использовать счетчик жидкости с пределом относительной погрешности при измерении объема не более 0,15%, датчиком температуры и плотномером, добившись тем самым погрешности в 0,25%, которая при таком методе учета не сильно актуальна, если вы не бьетесь за каждый литр.

С точки зрения коммерческого учета это наиболее привлекательный способ.

Как проходит поверка топливораздаточной колонки (14 фото)

Автор: Николай Пчелов 25 февраля 2016 11:30 Метки: ТРК авто азс бензин поверка факты 13419 14 Каждая топливораздаточная колонка раз в 12 месяцев должна поверятся. «Проливают» мерником 1 раз в неделю, по крайней мере у нас на предприятии.

А поверку проводят 1 раз в год, т.е. приглашают поверителя из Госстандарта, и он при положительных результатах пломбирует колонку и делает запись паспорте на колонку. Для начала необходимо поверить в Центре метрологии мерник.

В нашем случае мерник на 10 литров М2Р-10-01П.

0 Смотреть все фото в галерее 0 × 0 На пломбе: 16 — год поверки, G В и НН — индивидуальный шифр поверителя. На обратной стороне пломбы — I — это квартал поверки.

Мерник в центре метрологии пломбируется, т.е. измерительная шкала жёстко фиксируется.

На мерник выдаётся свидетельство о поверке.

0 Наша поверяемая колонка называется А222НСХХ. Фотография плохо получилась. 0 0 Колонка настраивается с пульта дистанционного управления как телевизор.

Для защиты от несанкционированного доступа фотоэлемент закрывается винтом, винт пломбируется, обозначено красной стрелкой.

0 0 Необходимо установить мерник строго вертикально. Т.е. пузырёк должен быть в средине глазка мерника. 0 На внешнем терминале с помощью магнитной карты задаём количества топлива — 10 литров.

0 0 Колонка выдала 10 литров. 0 Смотрим на мернике.

Уровень топлива должен быть между красными линиями. 0 В нашем случае всё в допуске, это без учёта того, что температура при поверке была минус 18 градусов, а бензин при охлаждении сжимается. Так проливается 3 раза. Далее фотоэлемент пломбируется.

Поверка закончена. 0 А вот фотку с записью и печатью в паспорте забыл сделать. Авторский пост Ссылки по теме:

Метки: ТРК авто азс бензин поверка факты Понравился пост?

Последние новости по теме статьи

Важно знать!
  • В связи с частыми изменениями в законодательстве информация порой устаревает быстрее, чем мы успеваем ее обновлять на сайте.
  • Все случаи очень индивидуальны и зависят от множества факторов.
  • Знание базовых основ желательно, но не гарантирует решение именно вашей проблемы.

Поэтому, для вас работают бесплатные эксперты-консультанты!

Расскажите о вашей проблеме, и мы поможем ее решить! Задайте вопрос прямо сейчас!

  • Анонимно
  • Профессионально

Задайте вопрос нашему юристу!

Расскажите о вашей проблеме и мы поможем ее решить!

+