МЕТОДИКА АВТОМАТИЗИРОВАННОГО СВЕДЕНИЯ ТОВАРНОГО БАЛАНСА НЕФТЕПРОДУКТОВ НА СКЛАДЕ ТОПЛИВА ОАО «РЖД» от 2 августа 2012 г. N 1537р (часть 2)
VI. Контроль погрешности результатов автоматизированного сведения товарного баланса нефтепродуктов
30. В целях своевременного принятия мер по обеспечению необходимого уровня погрешности результатов автоматизированного сведения товарного баланса НП, необходимо проводить периодический контроль метрологических характеристик измерительных каналов.
В случае выхода метрологических характеристик каналов измерений СИ (уровня, плотности и температуры НП) за пределы допустимых значений проводится внеочередная поверка этих измерительных каналов.
31. Проверку базовой высоты резервуара (расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка) выполняют в соответствии с пунктом 4.2.2.3.1 [8].
Полученный результат сравнивают с паспортной величиной базовой высоты, полученной при градуировке резервуара. Если измеренная базовая высота отличается от паспортной более чем на +- 0,1 %, выясняют причину изменения базовой высоты и устраняют ее.
Проверку базовой высоты резервуара проводят перед проведением контроля метрологических характеристик измерительных каналов СИ.
32. Предельное значение относительной погрешности измерения массы отпущенного из рабочего резервуара НП с доверительной вероятностью 0,97 вычисляется по формуле:
«дельта»Мср = («дельта» + «дельта» + «дельта» + «дельта» + «дельта» ) <= 3%, (11)
V «ро» рез ТРКv ТРК»ро»
где «дельта»Мср — предельное значение относительной погрешности измерения массы отпущенного из рабочего резервуара НП;
«дельта» — относительная погрешность измерения объема НП в вертикальном
v
цилиндрическом резервуаре, определяется по формуле:
2
«дельта» = — · 100% = 1,6 %, (12)
v 125
где 2 — максимальная абсолютная погрешность измерения уровня в диапазоне двух эталонных концевых меток, мм;
125 — расстояние между двумя эталонными концевыми метками при измерении уровня НП, мм;
«дельта» = 0,15% — относительная погрешность измерения плотности НП в
«ро»
месте его забора из резервуара;
«дельта» = 0,2 % — относительная погрешность градуировки резервуара;
рез
«дельта» = 0,25 % — относительная погрешность измерения объема отпуска
ТРКv
НП топливораздаточной колонкой;
«дельта» = 0,1 % — относительная погрешность измерения плотности НП
ТРК»ро»
топливораздаточной колонкой.
33. Относительная погрешность результатов измерений массы отпускаемых доз НП из резервуара определяется по формуле:
n n
SUM «Дельта»Мсиi — SUM «Дельта»М
n i=1 i=1 ТРК
«дельта»SUM Мсиi = ———————————— · 100% (13)
i=1 n
SUM «Дельта»М
i=1 ТРК
n
где «дельта»SUM Мсиi — относительная погрешность результатов измерений
i=1
массы отпускаемых доз НП из резервуара;
n
SUM «Дельта»Мсиi — сумма результатов измерений массы отпускаемых доз НП из
i=1
резервуара;
n
SUM «Дельта»М — сумма результатов измерений массы отпускаемых доз НП
i=1 ТРК
узлом учета ТРК.
По мере увеличения числа отпускаемых масс НП из резервуара величина
n
«дельта» SUM «Дельта»Мсиi будет асимптотически стремиться к нулю.
i=1
VII. Внедрение методики автоматизированного сведения товарного баланса нефтепродуктов на складе топлива ОАО «РЖД»
34. При внедрении настоящей методики должны соблюдаться следующие условия:
а) содержание вредных паров и газов не должно превышать норм, установленных [9];
б) чистота внутренних поверхностей резервуаров, находящихся в эксплуатации, должны соответствовать требованиям [10];
в) температура НП в резервуаре и на входе в ТРК не должна отличаться более чем на 10 °С.
35. Перед внедрением настоящей методики регистрируют значение уровня подтоварной воды в резервуаре с помощью рулетки с грузом и водочувствительной пасты, нанесенной на конечную часть рулетки.
В том случае, если дискретно-непрерывный уровнемер СИ и измерительный люк для рулетки с грузом расположены на расстоянии более 1 м друг от друга, сопоставляют показания уровнемера и показания, полученные при помощи рулетки. При этом величина расхождения показаний не должна превышать 5 %.
Примечание. Если расхождение показаний превышает 5 %, то результаты измерений уровня при помощи рулетки регистрируют через каждые 125 мм (для резервуаров вместимостью более 25 куб.м).
36. Внедрение настоящей методики проводят лица, обладающие соответствующими навыками эксплуатации СИ и ТРК, и изучившие настоящую Методику.
37. За «Книжные остатки» на начало внедрения настоящей методики принимают текущие измеренные остатки НП в резервуарах.
38. С помощью эталонного мерника проводят начальную градуировку ТРК, работающих с данным резервуаром.
39. Резервуар наполняют НП не менее 75 % его вместимости и не более максимально допустимой величины уровня. При этом оформляется Акт о приемке топлива и нефтепродуктов по форме, установленной в ОАО «РЖД».
40. Проводят отпуск НП через программно-управляемую ТРК в количестве, не менее 100 т, с оформлением Суточной ведомости отпуска дизельного топлива на локомотивы по форме, установленной в ОАО «РЖД».
41. При помощи ПЭВМ заполняют электронный вариант Карточки учета материалов формы М-17, Журнала учета поступающего топлива и нефтепродуктов, Ведомость учета остатков материалов на складе и Акт инвентаризации нефтепродуктов по формам, установленным в ОАО «РЖД».
42. Текущие результаты наладочных испытаний настоящей методики, при ее внедрении, регистрируются ПЭВМ автоматически, и выводятся на экран монитора в виде таблицы и графика, отображающих величину дебаланса между фактическими результатами измерений и бухгалтерскими «Книжными остатками».
Результаты испытаний хранятся в базе данных ПЭВМ и по требованию оператора могут быть распечатаны. Все сообщения о сбоях ПЭВМ и ошибках, а также о вмешательстве оператора в работу ПЭВМ регистрируются автоматически и хранятся в базе данных.
43. При положительных результатах испытаний, алгоритм настоящей методики вводится в эксплуатацию установленным ОАО «РЖД» порядком.
44. Отчеты о результатах наладочных испытаний настоящей методики при ее внедрении хранятся в базе данных не менее одного года.
Перечень использованной нормативной документации
1. ГОСТ Р8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ. Общие требования к методикам выполнения измерений.
2. МИ 1823-87 Методические указания. Государственная система обеспечения единства измерений. ВМЕСТИМОСТЬ СТАЛЬНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ. Методика выполнения измерений геометрическим и объемными методами. ВНИИР 22.12.87.
3. ГОСТ 8.570-2000 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки.
4. ГОСТ 18841-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия.
5. ГОСТ 28498-90 ТЕРМОМЕТРЫ ЖИДКОСТНЫЕ СТЕКЛЯННЫЕ. Общие технические требования. Методы испытаний.
6. ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия.
7. Р 50.2.076-2010 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения.
8. РД 153-39-011-97 Инструкция по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах.
9. СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы.
10. ГОСТ 1510-84. Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение.