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.
