Рулетки измерительные металлические

Требования к ним определены ГОСТ 7502-89.

Рулетки изготавливаются со шкалами номинальной длины: 1; 2; 5; 10; 20; 30; 50; 100 метров,

Р30Н2К – рулетка с номинальной длиной шкалы 30 метров, лента из нержавеющей стали, класс точности второй, с кольцом на вытяжном конце ленты.

Р5УЗП – рулетка с номинальной шкалой пять метров, лента из углеродистой стали, третий класс точности, с прямоугольным торцом на вытяжном конце ленты.

Межповерочный интервал - не более одного года. Поверочное клеймо госповерителя наносится на головку медной заклепки, размещенной на вытяжном кольце ленты, а также на головку медной заклепки вытяжного лота. Свидетельство о поверке не выдается. Желательно делать отметку о поверке в паспорте рулетки.

Метрошток

Требования к метроштоку определены ГОСТ 8.247-77.

На метрштоки, прошедшие государственную поверку, наносится оттиск поверительного клейма на боковой поверхности наконечника или на головку медной заклепки, крепящей наконечник метроштока. Свидетельство о поверке не выдается. Желательно делать отметку о поверке в паспорте метроштока. Межповерочный интервал – не более одного года. Хранить метрошток рекомендуется вертикально в подвешенном состоянии или горизонтально в специальном чехле.

Порядок измерения количества нефтепродуктов в резервуарах с использованием метроштока

На АЗС осуществляется постоянный контроль за фактическим наличием нефтепродуктов и соответствием их бухгалтерскому учету, особенно при приеме-передаче смены, инвентаризации и проверке контролирующими органами.

По изменениям количества нефтепродукта в меньшую сторону можно судить о недостатках в работе ТРК, наличии утечек и проливов, хищений и т.д.

Перед проведением замеров необходимо:

• подготовить средства измерения и имущество (метрошток, пасту водочувствительную и топливочувствительную (или мелок), ветошь, пробоотборник, цилиндр стеклянный, ареометр, калибровочные таблицы);

• проверить техническое состояние метроштока (ГОСТ 8.247-77), на котором проверяется:

• наличие оттиска клейма на боковой поверхности наконечника или на головке заклепки, крепящий наконечник к метроштоку.

• наличие заводской маркировки.

• отсутствие выступов за элементы крепления и фиксации звеньев метроштока за образующую.

• люфт ручки и наконечника не должен превышать 0,1 мм.

• отсутствие на рабочей части забоин и следов коррозии (допускается наличие, не более 3 царапин длиной до 5 мм, шириной 0,4 мм, глубиной 0,03 мм на 4 см кв. рабочей поверхности эксплуатируемого метроштока.

• Потертость цифр;

• остановить отпуск проверяемого нефтепродукта из резервуара,

• снять Х-отчет с РРО;

• открыть замерный люк;

• измерить базовую высоту резервуара и сверить её с протоколом, в случае расхождений более 0,1 % доложить начальнику АЗС. Базовая высота измеряется один раз в год и после ремонта резервуара, протокол или акт утверждается руководителем предприятия и согласовывается с органами стандартизации и метрологии.

Проведение замеров:

• Нанести пасту на метрошток и произвести замеры общей высоты взлива топлива два раза, в случае расхождений более 2 мм произвести третий замер и из трех показателей выбрать среднее арифметическое.

• Определить высоту взлива подтоварной воды.

• Отобрать пробу топлива.

• Измерить плотность топлива ареометром АНТ-1 с точностью до 0,0005 г/см³.

• Измерить температуру топлива по термометру, встроенному в ареометр с точностью до 0,5 °С.

Проведение расчетов количества нефтепродукта:

• По калибровочной таблице определить общий объем топлива и при наличии подтоварной воды, определить из общего объема количество воды.

• Определить объем топлива в резервуаре.

• Рассчитать массу топлива умножением объема топлива на измеренную плотность.

• Определить погрешность измерения,

• Погрешность измерения в резервуарах вместимостью до 120 т – 0,65 %, более 120 т – 0,5 % (ДСТУ 7094:2009).

• Рассчитать остаток топлива на момент проведения измерения, путем вычета из книжного остатка топлива на начало смены количества реализованного топлива по суммарным механическим счетчикам и прихода топлива за этот период.

• Сверить фактически измеренный объем, массу топлива с учетными данными, определить недостачу (излишки) сверх предельных норм погрешности измерения и норм естественной убыли.

Ареометры

Требования к ним определены ГОСТ 18481- 81.

Для замеров плотности нефти и нефтепродуктов применяются ареометры АНТ-1, АНТ-2 и АН. При отпуске нефтепродуктов с нефтебаз и приеме на АЗС применяются ареометры АНТ-1.

Предел основной допускаемой погрешности (точность замера) – 0.0005 г/см³.

Диапазон измерения плотности ареометрами от 0.6700 до 1.0700 г/см³.

Межповерочный интервал – не более пяти лет.

Для термометра, встроенного в АНТ-1, диапазон измерения температуры от минус 20°С до плюс 45°С

Замеры плотности нефтепродуктов проводятся в соответствии с ДСТУ ГОСТ 31072:2006, ГОСТ 3900-85.

Сходимость ± 0,0005 г/см³.

Воспроизводимость ±0,0012 г/см³.

Мерники

Требования к мернику определены в ГОСТ 8.400-80,

На мерники, прошедшие государственную поверку, наносится клеймо госповерителя и выдается свидетельство о поверке по установленной форме. Межповерочный интервал не более одного года.

Клеймо наносится в местах, исключающих возможность изменения вместимости мерника. Основная погрешность образцового мерника второго разряда при температуре 20°С составляет ±(0.05-0.1)%.

На табличке прикрепленной к корпусу мерника, нанесена следующая маркировка:

• надпись «Мерник образцовый»;

• «Вместимость, дм³ при температуре 20°С»;

• разряд мерника;

• наименование завода изготовителя или товарный знак;

• порядковый номер мерника;

• год выпуска.

Мерники должны храниться в закрытом помещении, прикрытые от пыли чехлами.

Определение погрешности дозы отпуска ТРК мерниками (ГОСТ 8.400-80):

Перед проведением измерения необходимо:

• Проверить техническое состояние мерника и состояние пломб на мернике. Мерник поверяется ежегодно, при этом пломбируется шкальная пластина, гайка измерительной горловины, гайка перемещения крана.

• Проверить отсутствие топлива и посторонних предметов внутри мерника.

• На заправочной площадке установить мерник по уровню.

• Смочить мерник топливом путем отпуска через ТРК минимальной дозы – 2 литра.

Методика проверки:

Проверка ТРК на точность отпуска нефтепродуктов проводится с целью определения относительной (абсолютной) погрешности измерения дозы отпуска топлива и сравнения её с допустимой относительной погрешностью, осуществляется в соответствии с методикой МИ 1864-88.

Средства проверки:

• образцовые мерники 2-го разряда, вместимостью 10 или 20 литров для ТРК с номинальным расходом топлива через счетчики до 100 л/мин, 20 или 50 литров для ТРК с номинальным расходом топлива свыше 100 л/мин;

• термометр с ценой деления 0,5 °С;

Погрешность ТРК определяется двухкратным измерением доз топлива, за погрешность принимается наибольшее значение погрешности, полученное при измерениях.

Последовательность проверки:

• патрубок раздаточного крана вставляют в горловину мерника;

• указатель разового учета на ТРК устанавливают в исходное положение и открывают раздаточный кран;

• задается доза отпуска на пульте управления и включается двигатель привода насоса;

• выдача дозы прекращается автоматически, количество указывается на индикаторе ТРК;

• измеряется температура топлива в мернике;

• отсчитывают показания мерника по уровню топлива, установленному на горловине (абсолютная погрешность в миллилитрах), при этом погрешность со знаком плюс (+) – ниже нулевой отметки (недолив), со знаком минус (–) – выше нулевой отметки (перелив);

• определяется относительная погрешность в процентах (%) расчетным путем, согласно ст. 6.5.6 МИ 1864-88. Относительная погрешность ТРК не должна превышать 0,5 % или значений, приведенных в технической документации на ТРК конкретного типа.

Топливо из мерников после проверки может сливаться с согласия клиентов в баки автомобилей, результат проверки заносится в журнал АЗС.

В случаях несогласия покупателей заправлять автомобиль через мерник, топливо сливается в резервуары АЗС и составляется акт установленной формы.

Примерная организация проверки:

Проверка погрешности измерения проводится в следующих случаях:

• Органами стандартизации и метрологии в плановом порядке или внепланово при обнаружении на АЗС недолива (перелива) дозы сверх установленных норм погрешности измерения ТРК,

Результаты проверки ТРК должны быть занесены в формуляр колонки и заверены оттиском клейма и подписью Госповерителя.

При этом составляется акт проверки и результаты заносятся в журнал АЗС.

• Органами защиты прав потребителей по жалобам покупателей и при наличии соответствующего предписания на проведение проверки, с составлением акта.

• Специалистами (ревизорами) предприятия при плановых и внезапных проверках АЗС, с составлением акта.

• Начальниками (старшими операторами) АЗС в случаях:

• подозрения на переливы или недоливы дозы отпуска ТРК сверх норм;

• неисправности расходомеров и счетчиков ТРК;

• обнаружении расхождений между книжными остатками и фактическим наличием нефтепродуктов в резервуарах;

• при жалобах покупателей на недолив дозы отпуска топлива.

По результатам проверки составляется акт, который утверждается директором или региональным менеджером предприятия.

В случаях обнаружения недолива или перелива дозы сверх установленной нормы при двухкратном измерении на одном раздаточном кране ТРК, предприятием вызывается сервисная служба и Госповеритель на внеочередную регулировку и поверку расходомеров.

• Представителями сервисных служб при проведении ремонта (замены) расходомеров и счетчиков ТРК с составлением акта. Акт подписывают представитель сервисной службы, начальник АЗС.

Во всех случаях проверки ТРК на дозу отпуска результаты погрешности измерения заносятся в журналы АЗС.

Уровнемеры:

Использование метрштоков для измерения уровня топлива в резервуарах с целью определения наличия и учета, запасов нефтепродуктов продолжает оставаться в настоящее время наиболее распространенным методом измерения.

Вместе с тем, в настоящее время широко применяются различные типы и конструкции электронных систем уровнемеров, позволяющих автоматизировать процессы отпуска и хранения нефтепродуктов.

Системы уровнемеров позволяют контролировать и своевременно предотвращать переливы, утечки и разливы нефтепродуктов, способны определять участки, на которых возможны потери нефтепродуктов, что немаловажно для повышения защиты окружающей среды.

Наиболее распространенные типы:

• Системы измерительные «Струна» – предназначены для измерения уровня, температуры, плотности, давления, вычисления объёма, массы светлых нефтепродуктов и сжиженного газа в одностенных и двустенных резервуарах, сигнализации наличия подтоварной воды, повышения уровня пожарной и экологической безопасности, автоматизации процессов учета нефтепродуктов.

• Системы измерения «Сенс», обеспечивающие:

-измерение уровня, температуры, плотности, объема, массы, давления;

-сигнализацию достижения критических значений измеренных параметров;

-автоматизированный учет нефтепродуктов (коммерческий учет);

-измерение и контроль уровня раздела сред (подтоварной воды);

-предотвращение «сухого» хода перекачивающих насосов;

-автоматическое регулирование уровня и температуры;

-предотвращение переполнения резервуаров;

-контроль герметичности резервуаров;

-архивирование измеренных данных;

-передача данных по каналам связи.

Основным узлом системы является преобразователь, который состоит из направляющей трубы из коррозионностойкой стали 12Х18Н10Т, в которой на плате расположены ряд герконов и датчики температуры. На направляющей находится кольцевой поплавок с магнитом. В верхней части направляющей находится корпус с платой обработки сигналов. Корпус имеет кабельный ввод и крышку. Принцип действия: поплавок свободно перемещается по направляющей, и своим магнитом вызывает замыкание геркона.

3. Ультразвуковые уровнемеры-анализаторы жидкостей – это взрывобезопасные ультразвуковые мобильные приборы и стационарные системы предназначены для измерения различных параметров жидкостей и автоматической классификации жидкостей.

Уровнемеры измеряют жидкости сквозь стенку резервуаров без непосредственного контакта с измеряемой средой – нефтепродуктами, сжиженными газами и др. Принцип работы уровнемера – ультразвуковая эхо-локация сквозь стенку резервуаров и цистерн.

Уровнемеры предназначены для измерения уровня, плотности, объема, массы нефтепродуктов, сжиженных газов в закрытых, опломбированных или находящихся под давлением резервуарах (цистернах, трубах, бочках, баллонах и т.д.), а также выявления недоливов и хищений при транспортировке и хранении.

При измерении сжиженных газов на дисплей уровнемера выводится информация о плотности и массе не только жидкой, но и паровой фракции, что позволяет измерить полную массу продукта. Для пропан-бутана на дисплей дополнительно выводится процентный состав пропана и бутана и давление паров. Для всех нефтепродуктов и газа имеется возможность приведения плотности к стандартным условиям: к плотности при температуре 15 или 20°С. Возможна и обратная операция: по заданной плотности при 20 или 15 °С – вычисление плотности при температуре измерения.