Как правильно пользоваться мерником для проверки трк

ВАЖНО! Для того, что бы сохранить статью в закладки, нажмите: CTRL + D

НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЕ

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ОПЕРАЦИИ АЗС

Порядок отбора проб

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:

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

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

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.

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.

Замер уровня вручную

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:

  • МШР — метрошток раздвижной (складной);
  • МШС-1 и МШС-2 — метроштоки составные (неразъемные);
  • 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.

Проверка точности измерения ТРК и МРК

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):

  • первый разряд: 5, 10, 20, 50, 100, 200, 500, 1000;
  • 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:

  • при номинальной производительности колонок 25, 40 и 60 л/мин — вместимостью 10, 50, 100 л;
  • при номинальной производительности колонок 100…160 л/мин — вместимостью 20, 100 л;
  • 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 м 3 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.

Источник: http://proofoil.ru/Petrochemical/Petrochemical12.html

МИ 2895-2004. ГСИ. Колонки топливораздаточные. Методика периодической поверки мерниками со специальными шкалами

2 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

3 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

4 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

5 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

6 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ И ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

7 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

Приложение А Форма протокола, оформленного по статистическим данным регионального центра по гидрометеорологии и мониторинга и окружающей среды

Приложение Б Форма протокола, оформленного по статистическим данным АЗС

Приложение В ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ

ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Директор ФГУП ВНИИР

«2» декабря 2004 г.

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

МЕТОДИКА ПЕРИОДИЧЕСКОЙ ПОВЕРКИ

МЕРНИКАМИ СО СПЕЦИАЛЬНЫМИ ШКАЛАМИ

Директор ФГУ «Татарстанский ЦСМС»

«2» декабря 2004 г.

РАЗРАБОТАНА ФГУП ВНИИР

ИСПОЛНИТЕЛИ Иванов В.П., Мусин И.А., Фишман И.И.

УТВЕРЖДЕНА 2 декабря 2004 г. ФГУП ВНИИР

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА 3 декабря 2004 г. ФГУП ВНИИМС

Государственная система обеспечения

Методика периодической поверки мерниками со специальными шкалами

Дата введения 01.01.2005 г.

Настоящая рекомендация распространяется на топливораздаточные колонки (далее — колонки), соответствующие требованиям ГОСТ 9018 и настроенные на отпуск доз по средней температуре топлива в сезон и устанавливает методику их периодической поверки.

Рекомендация предназначена для предприятий ОАО «Татнефть».

1 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

1.1 При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1.

Номер пункта рекомендации

Проверка герметичности и функционирования узлов колонки

Определение погрешности колонки при номинальном расходе

2 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

2.1 При проведении поверки применяют следующие средства поверки:

2.1.1 Мерники со специальными шкалами с пределами основной относительной погрешности: ±0,1 % ( типы мерников утверждены в соответствии с ПР 50.2.009).

Примечание — Допускается применение мерников 2-го разряда по ГОСТ 8.400, оснащенных пеногасителем и специальной шкалой.

2.1.2 Секундомер СОПпр-2А-3-221 по ТУ 25-1819.0021 с пределами абсолютной погрешности: ±0,4 с или другие секундомеры с метрологическими характеристиками, не уступающими указанным.

2.1.3 Термометр класса точности 1,0 с ценой деления 0,5°С и диапазоном измерений от минус 50°С до плюс 50°С по ГОСТ 28498.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ:  Как правильно пользоваться нивелиром

2.2 Для поверки колонок могут быть использованы передвижные поверочные лаборатории, оборудованные средствами поверки, указанными в 2.1 настоящей рекомендации.

3 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

3.1 При проведении поверки соблюдают требования безопасности, изложенные в технической документации на колонку, и правила безопасности в соответствии с инструкцией, утвержденной руководителем предприятия, на территории которого проводят поверку.

3.2 Мерник оснащают пеногасителем и исключают возможность выброса топлива, а обвязка мерников в передвижной лаборатории обеспечивает предотвращение выброса и испарения топлива в зону рабочего места поверителя.

3.3 Колонка заземлена в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.0.

3.4 Передвижная лаборатория, используемая при поверке, имеет устройство для отвода статического электричества.

3.5 Поверителя обеспечивают средствами индивидуальной защиты в соответствии с действующими типовыми нормами и требованиями.

3.6 При наливе (сливе) топлива в мерник поверитель находится с наветренной стороны.

3.7 При попадании бензина на руки их протирают ветошью, а затем моют горячей водой с мылом.

3.8 При попадании бензина в глаза их немедленно промывают чистой водой, после чего необходимо обратиться к врачу.

3.9 Наружную поверхность мерника после поверки насухо протирают ветошью, которую затем складывают в металлическую тару с крышкой.

3.10 К проведению поверки допускают лиц, аттестованных в качестве поверителя, прошедших специальную подготовку и инструктаж по технике безопасности в соответствии с ГОСТ 12.0.004 и изучивших техническую документацию на колонку и средства поверки и настоящую рекомендацию.

4 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

4.1 В качестве рабочей жидкости при поверке колонки используют отпускаемое топливо.

4.2 Предъявляемые на поверку колонки настроены на отпуск доз по средней температуре топлива в сезон, объем которых соответствует номинальному при температуре топлива 20°С. В качестве средней температуры топлива в сезон принимают среднюю температуру воздуха для наземных резервуаров и среднюю температуру грунта для подземных резервуаров на глубине их залегания.

4.3 Рекомендуемые сезоны:

а) для подземных резервуаров:

зима-весна (начало: 1-15 декабря, окончание: 1-15 июня);

лето — осень (начало: 1-15 июня, окончание: 1-15 декабря);

б) для наземных резервуаров:

осень- зима (начало: 1-15 ноября, окончание: 1-15 апреля);

весна-лето (начало: 1-15 апреля, окончание: 1-15 ноября).

4.4 Среднюю температуру топлива в сезон определяют органы Государственной метрологической службы по статистическим данным региональных центров по гидрометеорологии и мониторингу за последние два-три года ближайшей к АЗС метеостанции.

При наличии фактических данных по температуре топлива в резервуарах за рассматриваемый период допускается определять температуру топлива по статистическим данным АЗС.

4.5 Определенную таким образом среднюю температуру топлива в сезон, а также деление годового интервала на сезоны и их продолжительность записывают в протокол с установленными сроками проведения плановых поверок в начале каждого установленного сезона (формы протоколов приведены в приложениях А и Б).

Протокол, утвержденный руководителем органа Государственной метрологической службы (1 экз.), выдают владельцу АЗС.

4.6 На основании протокола персонал АЗС в день установленной даты сезонной поверки в присутствии государственного поверителя проводит настройку колонки на среднюю температуру топлива следующего сезона.

В формуляр колонки заносят дату настройки, показание счетчика суммарного учета и среднюю температуру топлива в сезон.

4.7 Топливо из мерников после настройки колонки сливают в резервуар и составляют акт на объем продукта, возвращенного в резервуар.

Объем топлива определяют по счетчику колонки.

5 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

5.1 Перед проведением поверки выполняют следующие операции:

— мерники подготавливают к работе в соответствии с технической документацией на них;

— гидравлическую систему колонки заполняют топливом (систему считают заполненной после термостатирования мерников);

— перед началом поверки мерники смачивают и термостатируют топливом путем двукратного заполнения и опорожнения.

Перед каждым последующим измерением после слива из мерника топлива сплошной струей делают выдержку на слив капель в течение 1 мин для мерников вместимостью до 20 дм3 (л) и 1,5 мин — для мерников вместимостью более 20 дм3 (л).

5.2 Колонку подготавливают к поверке, обеспечивая доступ к внутренним узлам, коммуникациям и их соединениям.

5.3 При поверке мерники устанавливают вертикально. При этом верхний конец приемного патрубка мерника не должен быть выше 2,6 м от уровня земли. Передвижную поверочную лабораторию оснащают устройством, обеспечивающим правильность измерений объемов доз мерниками при возможных уклонах платформы транспортного средства.

6 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ И ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

6.1.1 При внешнем осмотре колонки устанавливают:

— соответствие состава колонки указанному в технической документации;

— отсутствие нарушения облицовки корпуса, сборочных единиц и коммуникаций колонки;

— четкость изображения надписей на маркировочной табличке, а также цифр и отметок на указателях разового и суммарного учета;

— отсутствие пятен и трещин на циферблате;

— отсутствие загрязнений на стеклах указателей разового и суммарного учета.

Включают электродвигатель колонки и проверяют ее функционирование путем прокачивания через колонку топлива.

6.3.1 Герметичность колонки проверяют под давлением, создаваемым насосом при закрытом раздаточном кране. При проверке герметичности включают насос, заполняют гидравлическую систему топливом и закрывают раздаточный кран.

После выдержки колонки под давлением при работающем насосе в течение 3 мин останавливают насос и, не открывая раздаточного крана, выдерживают систему в течение 1 мин, после чего осматривают места соединений.

Колонку считают герметичной, если при осмотре соединений колонки и раздаточного крана не обнаружено следов течи топлива.

6.3.2 Указатель разового учета устанавливают в нулевое положение при помощи механизма возврата на «ноль» перед выдачей каждой дозы топлива. При этом цифры из поля полной видимости не выходят. В стрелочных указателях острие стрелки не выходит за пределы ширины отметки шкалы.

6.3.3 Соответствие показаний указателей разового и суммарного учета объему заданной или выданной дозы проверяют следующим образом:

записывают показания счетчика суммарного учета n;

выдают установленный задающим устройством объем дозы топлива;

записывают показания счетчика разового учета q;

записывают новые показания счетчика суммарного учета n1;

определяют значение объема выданной дозы по формуле

где q1 — значение объема дозы, отсчитанное счетчиком суммарного учета, дм3 (л).

Результаты проверки считают положительными, если q1 = q.

Примечание — Операцию по 6.3.3 совмещают с операциями по 6.4.1-6.4.3.

6.4 Определение погрешности колонки при номинальном расходе топлива

6.4.1 Относительную погрешность колонки определяют при пяти измерениях одной из рекомендуемых доз топлива, приведенных в таблице 2.

Номинальный расход топлива через счетчик колонки, дм3/мин (л/мин)

Объем дозы, рекомендуемый при поверке, дм3 (л)

Номинальная вместимость мерника, дм3 (л)

10, 20, 50 или 100

При поверке мерник заполняют непосредственно из раздаточного устройства колонки (патрубок раздаточного крана вставляют в горловину пеногасителя мерника или в приемное устройство передвижной лаборатории).

При наличии на шкале мерника подвижной каретки последнюю устанавливают так, чтобы ее нулевая отметка совпадала с риской шкалы, соответствующей температуре указанной в формуляре колонки.

6.4.2 Мерник заполняют топливом через счетчик колонки с электроприводом и ручным управлением в следующей последовательности:

— приводят в действие насос;

— указатель разового учета устанавливают в исходное положение (нулевое или заданной дозы), открывают раздаточный кран и сливают топливо в мерник. Когда указатель разового учета достигает отметки, соответствующей измеряемой дозе, закрывают раздаточный кран и выключают насос. Выдачу дозы топлива считают законченной после прекращения истечения топлива из патрубка раздаточного крана.

6.4.3 Мерник заполняют топливом через счетчик колонки с электроприводом и управлением от местного или дистанционного задающего устройства, а также с комбинированным управлением или автоматическими задающими устройствами (монетными, ключевыми, кредитными картами и т.д.) в следующей последовательности:

— указатель разового учета устанавливают в исходное положение и открывают раздаточный кран;

— выполняют все операции по заданию объема дозы на задающем устройстве и включают электродвигатель привода насоса;

— выдача дозы в мерник прекращается автоматически, после чего рычаг раздаточного крана возвращают в исходное положение. Выдачу дозы считают законченной после того, как топливо перестает истекать из патрубка раздаточного крана.

6.4.4 Определение объема выданной дозы проводят по шкале мерника после успокоения уровня топлива, принимая за начало отсчета риску шкалы, соответствующую температуре, указанной в формуляре колонки.

Для определения отличия фактической температуры от средней температуры топлива в сезон, записанной в формуляре колонки, проводят ее измерения ( в резервуаре, мернике или вспомогательной емкости) с погрешностью не более 0,5°С.

6.4.5 Топливо из мерников после поверки сливают в резервуар и составляют акт на объем возвращенного продукта.

Объем определяют по счетчику колонки.

6.4.6 Абсолютную погрешность колонки, D, дм3, для каждого измерения объема дозы топлива вычисляют по формуле

где Vк — объем дозы топлива, выдаваемый колонкой, приведенный к 20°С, дм3;

Vм -объем дозы топлива в мернике, приведенный к 20°С, дм3:

с — цена деления шкалы мерника;

n — число делений от начала отсчета до уровня топлива.

Относительную погрешность колонки, δ, %, вычисляют по формуле

(2)

6.4.7 Результаты поверки считают положительными, если наибольшая относительная погрешность после проведения пяти измерений не превышает 0,25 %.

6.4.8 В случае проведения поверки при фактической температуре топлива отличной от записанной в формуляре колонки более чем на 5°С, результаты поверки считают положительными, если наибольшая относительная погрешность не превышает 0,30 %. Примеры расчета погрешности приведены в приложении В.

7 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

7.1 При положительных результатах поверки пломбы с оттиском поверительного клейма по ПР 50.2.007 навешивают в местах, препятствующих доступу к механизму указателя суммарного учета колонки и регулирующим устройствам измерителя объема и отсчетного устройства.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ:  Как правильно пользоваться небулайзером

7.2 Результаты поверки колонки оформляют свидетельством о поверке в соответствии с ПР 50.2.006 или вносят в формуляр колонки дату поверки, показания счетчика суммарного учета, температуру топлива во время поверки, запись заверяют оттиском поверительного клейма в соответствии с ПР 50.2.007 и подписью поверителя. При этом указывают, что колонку допускают к эксплуатации со значением погрешности, соответствующим фактической температуре.

7.3 При невыполнении требований пунктов 6.1; 6.3; 6.5 поверку прекращают до устранения неисправности и выдают извещение о непригодности с указанием причин по ПР 50.2.006. После чего колонку представляют на повторную поверку.

7.4 При отрицательных результатах поверки свидетельство аннулируют, поверительные клейма гасят, колонку к дальнейшей эксплуатации не допускают.

7.5 После устранения причин отрицательных результатов поверки колонку подвергают поверке.

Приложение А

Форма протокола, оформленного по статистическим данным регионального центра по гидрометеорологии и мониторинга и окружающей среды

деления годового интервала на сезоны, определения средней температуры топлива в сезон, согласования сроков проведения поверки колонки.

На основании справки ____________________________________________________________

(наименование регионального центра по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды)

от __________№ _____ по статистике среднемесячной температуры грунта на глубине __________м, (окружающего воздуха), для _________________ за период с _______20_____г.

(район расположения АЗС)

по__________20 г.__________________ устанавливает ________________ сезонов со средней

(наименование ЦСМ) (количество)

температурой топлива в сезон для АЗС №_____.

Для подземных (наземных) резервуаров

Температура топлива, °С

Директор ЦСМС _________ _________________

ПОДПИСЬ И.О. ФАМИЛИЯ

Приложение Б

Форма протокола, оформленного

по статистическим данным АЗС

деления годового интервала на сезоны, определения средней температуры топлива в сезон, согласования сроков проведения поверки колонки

На основании статистических данных среднемесячной температуры топлива в резервуарах АЗС №_____, представленных ее владельцем _________________________________________

за период с__________20_____г. по__________20_____г. _______________________________

устанавливает ________ сезонов со средней температурой топлива в сезон для АЗС №_____.

Для подземных (наземных) резервуаров

Температура топлива, °С

Директор ЦСМС _________ _________________

ПОДПИСЬ И.О. ФАМИЛИЯ

Приложение В

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ

Пример 1 — При температуре топлива (средней в сезон, записанной в формуляре колонки) t = -20°С колонкой выдана заданная доза бензина объемом Vк = V20 = 50 дм3 в стальной мерник. При этом:

а) уровень бензина в мернике на риске: -18°С;

б) фактическая (измеренная) температура топлива: tф: — 14°С.

Принимая за начало отсчета в мернике риску шкалы, соответствующую температуре -18°С, определяют объем в мернике, приведенный к 20°С:

где с = 0,055 дм3 — цена деления шкалы «Б» мерника номинальной вместимостью 50 дм3;

n = 2 — число делений от начала отсчета до уровня топлива.

Vм = 50 + (0,055×2) = 50,11 дм3 (л).

Абсолютная погрешность колонки:

D = Vк-Vм = 50 — 50,11 = -0,11 дм3 (л).

Относительная погрешность колонки:

При фактической температуре топлива -14°С допускаемая погрешность ТРК: ±0,3 %.

Пример 2 — При температуре топлива (средней в сезон, записанной в формуляре колонки) +25°С колонкой выдана заданная доза дизельного топлива объемом Vк = V20 = 10 дм3 в стальной мерник. При этом:

а) уровень дизельного топлива в мернике на риске: +22°С.

б) фактическая (измеренная) температура топлива: +20°С.

Принимая за начало отсчета в мернике риску шкалы, соответствующую температуре +25°С, определяют объем дизельного топлива в мернике, приведенный к +20°С:

где с = 0,008 дм3 — цена деления шкалы ДТ мерника номинальной вместимостью 10 дм3;

n = -3 — число делений до уровня топлива.

Vм = 10 — (0,008×3) = 9,976 дм3 (л).

Абсолютная погрешность колонки:

D= Vк — Vм = 10 — 9,976 = 0,024 дм3.

Относительная погрешность колонки:

При фактической температуре топлива + 20°С допускаемая погрешность колонки:

Библиография

1 ГОСТ 8.400-80 Государственная система обеспечения единства измерений. Мерники металлические образцовые. Методы и средства поверки

2 ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

3 ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

4 ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности

5 ГОСТ 9018-89 Колонки топливораздаточные. Общие технические условия

6 ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования

7 ПР 50.2.006-94 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения поверки средств измерений

8 ПР 50.2.007-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Поверительные клейма

9 ПР 50.2.009-94 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений

10 ТУ 25-1819.0021

Вся полученная прибыль с сайта идет на развитие проекта, оплату услуг хостинг-провайдера, еженедельные обновления базы данных СНИПов, улучшение предоставлямых сервисов и услуг портала.

Скачайте «МИ 2895-2004. ГСИ. Колонки топливораздаточные. Методика периодической поверки мерниками со специальными шкалами» и внесите свой малый вклад в развитие сайта!

Перепечатка материалов сайта только с разрешения правообладателей.

Источник: http://snipov.net/c_4656_snip_114278.html

Определение погрешности ТРК

На сегодняшний день погрешность ТРК, как показатель точности их работы,

регулируется тремя действующими нормативными документами:

− ГОСТ 9018-89 «Колонки топливораздаточные. Общие технические условия»;

− МИ 1864-88 «Колонки топливораздаточные. Методика поверки»;

− РД 153-39.2-080-01 «Правила технической эксплуатации АЗС» (далее по тексту ПТЭ АЗС).

Кроме того, существует документ, на сегодняшний день отмененный, но на который

имеются ссылки в ПТЭ АЗС. Речь идет о документе МИ 2504-2001 «Колонки

топливораздаточные. Методика поверки с использованием мерников типа М2р-СШ». В этой

связи нужно также обязательно упомянуть о тесно связанном с ним, но продолжающем

действовать, документе МИ 2395-97 «Объем нефтепродуктов, приведенный к температуре

+20°С. Методика выполнения измерений мерником со специальной шкалой».

Наконец, в природе есть проект еще одного документа под рабочим названием ГОСТ Р

8.6-2008, который также имеет прямое отношение к ТРК и, в случае утверждения в качестве

полноценного стандарта, будет самым прямым образом влиять на их погрешность.

Иными словами, в поле зрения попадут документы1

сразу из трех времен – настоящего,

прошедшего и будущего (не только же американцам перемещаться во времени).

АНАЛИЗ НОРМАТИВНОЙ БАЗЫ: отдельные документы

Вначале о ГОСТ 9018-98, определяющем основные технические характеристики ТРК.

Он устанавливает два показателя погрешности ТРК, обязательные для их изготовителей:

− согласно п.3.2, предел допускаемой основной погрешности ТРК при нормальных условиях,

указанных в п.7.1, составляет ±0,25%;

− согласно п.3.5, наибольшее допускаемое изменение погрешности в условиях, отличных от

нормальных, не должно превышать абсолютного значения (математического модуля)

указанной в п.3.2 основной погрешности. Условия, отличные от нормальных, указаны в

п.3.7, а порядок испытаний ТРК регламентируется п.7.6 (нагрев до +40°С и соответственно

охлаждение до –50°С в термостате, выдержка в течение двух часов и последующее

измерение погрешности с цель проверки выполнения требования п.3.5).

Исходя из классификации видов погрешности, приведенной в п.10.7 и 10.8 РМГ 29-99, в

п.3.2 ГОСТ 9018-89 определена основная погрешность (англ.: Intrinsic error of a measuring

instrument; фр.: Erreur intrinseques), соответственно в п.3.5 определена дополнительная

погрешность (англ: Cemplementary error of a measuring instrument; фр.: Erreur complementaire).

В описаниях ТРК на утверждение типа средства измерений могут указываться как

основная и дополнительная погрешность раздельно, так и основная погрешность, а также сумма

основной погрешности и дополнительной погрешности. Суммирование основой и

дополнительной погрешностей в практических целях более удобно, чем раздельное их

указание, поскольку показывает их соотношение и не противоречит п.3.5 ГОСТ 9018-89.

Например, для ТРК Global Star в описании обе погрешности приведены раздельно, а для ТРК

Нара-27 и Нара-5000 указаны основная погрешность и сумма двух погрешностей – основной и

Следующим на очереди документ МИ 1864-88. Согласно первому абзацу, он

устанавливает методику первичной и периодической поверок ТРК, из чего вытекает, что он не

является нормативным документом, который непосредственно регламентирует порядок

проверки ТРК на точность дозы отпуска, выполняемой операторами АЗС. Это следует также из

того, что, согласно МИ 2322-99 «Типовые нормы времени на поверку средств измерений»,

поверка является нормированной операцией с кодом 29К5340, которая имеет категорию

сложности 4 и выполняется 1 человеком, при этом норма времени составляет 2 часа. Проверка

ТРК, выполняемая операторами АЗС в соответствии с п.14.6 и 16.4 ПТЭ АЗС, не тождественна

поверке и не может заменять ее. В силу этого установленные в приложении 1 (табл.1-4) МИ

1864-88 предельные значения абсолютных погрешностей, справедливые для поверки и

обязательные для поверителей, не могут иметь отношения к проверке ТРК силами операторов

АЗС, и соответственно не могут рассматриваться в качестве критериев точности работы ТРК

при ее проверке операторами.

Основная формула для расчета относительной погрешности представлена в п.6.5.7,

которая предполагает учет температурной поправки к вместимости мерника согласно

Исключение из основного текста МИ 1864-88 составляет набранное шрифтом,

отличающимся от шрифта основного текста, примечание к п.6.5.7, согласно которому

относительная погрешность ТРК, находящихся в эксплуатации и имеющих дополнительную

погрешность, определяется по особой формуле, на результат которой не распространяются

ограничения, установленные приложением 1.

Принципиальным отличием примечания к п.6.5.7 является то, что оно по своему смыслу

устанавливает зависимость допустимой погрешности от двух факторов: а) температурной

поправки к вместимости мерника; б) поправки на изменение объема продукта (сжатие или

расширение) при фактической температуре, отличной от +20°С. Второй фактор существенен тем, что представляет собой математический способ оценки

погрешности ТРК с учетом сжатия (расширения) объема продукта. Поскольку МИ 1864-88

датируется 1988г., а мерники с температурной шкалой М2р-СШ появились в конце 90-ых годов,

то предположение, что примечание к п.6.5.7 изначально преследовало целью приведение

погрешности ТРК, находящейся в эксплуатации, к +20°С, не выглядит надуманным. Это

вытекает из двух моментов:

− во-первых, ГОСТ 9018-82, как и заменивший его ГОСТ 9018-89, ориентировался на

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ:  Как правильно пользоваться теплицей

основную погрешность ТРК при нормальных условиях как на базовую, а дополнительную

погрешность рассматривал применительно к испытаниям ТРК при ее изготовлении, а не ее

− во-вторых, влияние температурного фактора на изменение вместимости мерника, согласно

приложению 2 МИ 1864-88, есть величина, на порядок меньшая, чем влияние

температурного фактора на изменение объема продукта (сжатие или усадка) согласно ГОСТ

3900-85. Не учитывать этот фактор нельзя, поэтому уже после МИ 1864-88 появились МИ

2395-97 и МИ 2504-2001, предназначенные для корректного инструментального учета

фактора температурной усадки (расширения) продукта в мернике при поверке ТРК.

Опережая ПТЭ АЗС, сначала и в порядке преемственности и в нескольких словах

вспомним об отмененном МИ 2504-2001. Он, как и МИ 1864-88, устанавливал методику

периодической поверки ТРК. Однако, уже в отличие от МИ 1864-88, он предусматривал

поверку с приведением к средней температуре воздуха сезона. Данное приведение,

выполняемое в соответствии с МИ 2395-97, обеспечивало расчет относительной погрешности,

соответствующей температуре +20°С, то есть величины, эквивалентной допускаемой основной

погрешности, установленной п.3.2 ГОСТ 9018-89 и определяемой при нормальных условиях

измерения. Наконец, п.6.6 МИ 2504-2001 предполагал, что результаты поверки признаются

положительными, если наибольшее значение погрешности в серии испытаний ТРК не

Таким образом, в отличие от математического приведения погрешности к нормальным

условиям, имеющего место в примечании к п.6.5.7 МИ 1864-88, в МИ 2504-2001 реализовано

инструментальное приведение. Это существенный шаг вперед в определении реального, а не

только номинального, объема отпущенного через ТРК продукта.

Несмотря на очевидную необходимость приведения объема отпущенного через ТРК

продукта к температуре, близкой к температуре его использования покупателем (для бензинов

это температура начала перегонки +35°С согласно п.4.3 ГОСТ 51105-97), МИ 2504-2001, как

нормативный документ, в неявной форме означал радикальный пересмотр де-факто условий

публичного договора купли-продажи, установленных в ст.495 Гражданского Кодекса РФ, без

соответствующей формализации этого пересмотра де-юре, то есть без постановки покупателя в известность об этом пересмотре.

Возможно, именно в этой связи уже в 2003г. действие МИ 2504-2001 решением НТК

Госстандарта России от 25 ноября 2003г. № 14 отменено, и соответственно действие МИ 1864-

88 восстановлено в полном объеме.

Наступила очередь ПТЭ АЗС, которые также регламентируют порядок измерения и

учета погрешности ТРК:

− согласно первому абзацу п.14.6, в целях контроля работы ТРК операторами периодически

проводится проверка погрешности ТРК с помощью поверенных мерников II разряда. Хотя в

первом абзаце п.14.6 не говорится о типе мерника, есть основания полагать, что

подразумевается мерник с температурной шкалой. Это следует из того, что в ссылочных

материалах ПТЭ АЗС указан МИ 2504-2001, и, кроме того, есть прямое указание на мерник данного типа в п.12.8;

− согласно четвертому абзацу п.14.6, если фактическая погрешность ТРК выходит за пределы

основной допустимой погрешности, проводят регулировку или ремонт ТРК. Это согласуется

с первым абзацем п.6.12, который запрещает эксплуатацию ТРК с погрешностью,

превышающей установленную в описании данного типа средства измерений;

− согласно п.6.5 и 6.7, в случае ремонта или регулировки ТРК со снятием пломб

госповерителя (регулировка ТРК на точность дозы отпуска именно такова), после ремонта

или регулировки вызывается госповеритель для поверки и пломбировки ТРК.

Четвертый абзац п.14.6 не содержат разъяснений относительно основной допустимой

погрешности. В силу этого, беря во внимание ссылку на МИ 2504-2001 в ПТЭ АЗС, есть

основания полагать, что данный показатель соответствует п.10.7 РМГ 29-99. Это означает, что

основная допустимая погрешность, указанная в четвертом абзаце п.14.6 ПТЭ АЗС,

предполагает нормальные условия измерений.

Наконец, о документе, который существует как проект c большими амбициями, но с

весьма сомнительным будущим. Это ГОСТ Р 8.6-2008 «Условие для измерений объема».

Полтора года назад на страницах журнала2

поднимался вопрос, когда же американские

законодатели откроют «ящик Пандоры», то есть введут в практику розничной торговли

нефтепродуктами так называемые температурные компенсаторы, призванные пересчитывать

объем отпущенного через ТРК продукта к стандартизованной температуре +15°С, за который

будет производиться расчет с покупателем. Но осуществлению этих планов помешал ипотечно-финансово-фондовый кризис, поставивший на повестку дня совсем иные вопросы.

Однако в первой половине 2008г., то есть незадолго до того, как грянул многоликий как

Будда мировой кризис, с легкой руки Госстандарта России в круг российских метрологов для

обсуждения был запущен проект указанного стандарта.

Данный проект, несмотря на скромность названия и на еще большую скромность

содержания (что этот такое – полстраницы текста из трех пунктов для стандарта?!), объявлял

объем продукта, приведенный к температуре +20°С, – приготовьтесь к сенсации, – величиной,

за который должен рассчитываться российский покупатель на АЗС. И этот объем должен

указываться на табло самой ТРК в соответствии с проектом другого стандарта под рабочим

названием «Топливораздаточные колонки. Общие технические требования», готовящегося на

замену ГОСТ 9018-89 и также анонсированного для обсуждения в конце 2007г. – начале 2008г.

Поэтому, случись такое чудо, что оба проекта будут реализованы, появятся те самые

условия, отсутствие которых стало причиной отмены в 2003г. МИ 2504-2001.

Иначе говоря, ГОСТ Р 8.6-2008 явится как раз тем мостиком, благодаря которому будут

соединены два берега: и норма ст.495 Гражданского Кодекса РФ соблюдена, и интересы

розничных операторов учтены (о потребителях вопрос не стоит – как известно, у реки два

берега, а не три). А для МИ 2504-2001 появится шанс уже окончательно вытеснить МИ 1864-88.

АНАЛИЗ НОРМАТИВНОЙ БАЗЫ: документы по совокупности и во взаимосвязи

Каждый из проанализированных выше документов сам по себе не содержит внутренних

коллизий (некоторое исключение – примечание к п.6.5.7 МИ 1864-88, существенно

отличающееся от остальных моментов данного документа). Но, несмотря на внутреннюю

гармонию каждого из документов, коллизии выявляются при их сопоставлении друг с другом.

Содержащееся в четвертом абзаце п.14.6 ПТЭ АЗС упоминание основной допустимой

погрешности, как о критерии точности работы ТРК, является принципиальным моментом.

Данное указание основывается на п.6.6 МИ 2504-2001, разрабатывавшегося одновременно с

ПТЭ АЗС и установившего именно такое ограничение при поверке ТРК.

В свою очередь, п.6.6 МИ 2504-2001, оперируя понятием основной погрешности,

оценивает ее как ±0,25%, то есть и п.6.6 МИ 2504-2001, и п.3.2 ГОСТ 9018-89 под основной

погрешностью принимают одну и ту же величину. Разница между ними в том, что если п.3.2

ГОСТ 9018-89 определяет основную погрешность при нормальных условиях, то есть при

температуре +20°С, то п.6.6 МИ 2504-2001 определяет ее при фактической температуре, но с

приведением объема продукта к нормальным условиям, то есть к температуре +20°С, на основе

методики МИ 2395-97.

Но, как известно, с 2003г. действие МИ 2504-2001 отменено.

Сам по себе данный факт отмены к проверке ТРК, предусматриваемой п.12.6, п.14.6 и

п.16.4 ПТЭ АЗС, не имеет никакого отношения и никоим образом не влияет на содержание

указанных пунктов ПТЭ АЗС. Как уже отмечалось выше, МИ 2504-2001 является, как и МИ

1864-88, методикой поверки, то есть методикой работ, которую операторы АЗС не могут

выполнить, ибо не вправе, и соответственно не выполняют.

Таким образом, сравнение фактической погрешности ТРК с основной допустимой

погрешностью, предусматриваемое в четвертом абзаце п.14.6 ПТЭ АЗС, на сегодняшний день

остается в силе. Это означает, что фактическая погрешность ТРК по условиям измерения на

АЗС также должна быть сопоставима с основной погрешностью. Следовательно, фактическая

погрешность ТРК в четвертом абзаце п.14.6 ПТЭ АЗС, чтобы быть сравниваемой с допускаемой

основной погрешностью, может быть определена одним из двух способов:

− перемещением подвижной рамки мерника М2р-СШ до фактической температуры продукта

в соответствии с п.8.1 МИ 2395-97;

− путем создания нормальных условий измерения погрешности ТРК на АЗС, аналогично

тому, как это установлено п.3.2. и п.7.1 ГОСТ 9018-89 для изготовителей ТРК.

Проверка с использованием мерника М2р-СШ путем перемещения его подвижной

шкалы не вызывает проблем. Но вот с созданием нормальных условий не так просто. Если

трактовать их буквально, то ТРК должна быть помещена в камеру для повышения (или

понижения) температуры продукта до нормальной температуры (20±5)°С. Но поскольку

срывать ТРК с фундамента или сооружать для нее термокамеру на месте как-то нелогично, то

нужно хотя бы перенести мерник после наполнения в теплое помещение (операторскую) и там дать продукту нагреться до температур +20°С (правда, после нескольких таких проверок

операторам придется отпускать нефтепродукты покупателям исключительно в противогазах).

Независимо от того, какой способ обеспечения нормальных условий будет выбран,

после того, как эти условия обеспечены, в соответствии с четвертым абзацем п.14.6 необходимо посмотреть на уровень налива в мернике и убедиться, входит ли погрешность в рамки допускаемой основной погрешности.

Величина последней, как следует из совокупности действующих (МИ 2395-97) и

отмененных (МИ 2504-2001) нормативных документов, составляет ±0,25%, если принять эту

величину равной значению, указанному в п.3.2 ГОСТ 9018-89, или же принять во внимание

ограничение, установленное п.6.6 отмененного МИ 2504-2001.

Четвертый абзац п.14.6 ПТЭ АЗС и МИ 2395-97 не указывают способ расчета

фактической относительной погрешности ТРК. Исходя из п.10.5 РМГ 29-99, а также п.1 и п.3

МИ 2395-97, правомерно полагать, что она может быть установлена как отношение перелива

или недолива к приведенному (то есть пересчитанному к +20°С) объему продукта в мернике.

Источник: http://studopedia.ru/15_1369_opredelenie-pogreshnosti-trk.html

Ссылка на основную публикацию