Распоряжение ОАО РЖД от 18.09.2009 N 1949Р

ОАО "РОССИЙСКИЕ ЖЕЛЕЗНЫЕ ДОРОГИ"

РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 18 сентября 2009 г. N 1949р

О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ ИНСТРУКЦИИ "О ПОРЯДКЕ И МЕТОДАХ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С НЕФТЕПРОДУКТАМИ В ПОДРАЗДЕЛЕНИЯХ ОАО "РЖД"

1. Ввести в действие с 1 октября 2009 г. инструкцию "О порядке и методах измерений при учетных операциях с нефтепродуктами в подразделениях ОАО "РЖД" (далее - Инструкция).
2. Директору Росжелдорснаба Горбунову Г.Б., начальникам Департамента локомотивного хозяйства Машталеру Ю.А., Департамента пути и сооружений Киреевнину А.Б., Управления планирования и нормирования материально-технических ресурсов Звереву А.В., Управления объектов технологического и коммунального назначения Никитину Г.Н., начальникам железных дорог, руководителям функциональных филиалов ОАО "РЖД" довести Инструкцию до причастных подразделений.
3. Начальнику Управления планирования и нормирования материально-технических ресурсов Звереву А.В. совместно с причастными департаментами решить в 4 квартале 2009 г. вопрос распространения Инструкции на дочерние зависимые общества ОАО "РЖД".
4. Контроль за исполнением настоящего распоряжения возложить на начальника Управления планирования и нормирования материально-технических ресурсов Зверева А.В.

Старший вице-президент
ОАО "РЖД"
В.А.Гапанович

 

УТВЕРЖДАЮ
Старший вице-президент
ОАО "РЖД"
В.А.Гапанович
от 10.06.2009 г. N 10865

ИНСТРУКЦИЯ
О ПОРЯДКЕ И МЕТОДАХ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С НЕФТЕПРОДУКТАМИ В ПОДРАЗДЕЛЕНИЯХ" ОАО "РЖД"

1. Общие положения

1.1. Настоящая Инструкция устанавливает порядок и методы измерений количества нефтепродуктов при учетных операциях на базах (складах) топлива и нефтепродуктов (далее - склады топлива), пунктах экипировки и подвижном составе с целью обеспечения-учета и эффективности использования топливных ресурсов.
Настоящая Инструкция обязательна для всех подразделений ОАО "РЖД" (подразделений в филиалах и других структурных подразделениях ОАО "РЖД"), работа которых связана с приемом, хранением, отпуском и использованием нефтепродуктов.
Применение настоящей Инструкции в дочерних и зависимых обществах ОАО "РЖД" (далее - ДЗО ОАО "РЖД") оговаривается в договорах (соглашениях) с ОАО "РЖД".
1.2. Измерения количества нефтепродуктов выполняют при учетных операциях, которые включают учетно-расчетные операции и оперативный контроль.
Учетно-расчетные операции - определение количества нефтепродуктов для последующих расчетов между поставщиком и потребителем.
Учетно-расчетные операции выполняют при приеме нефтепродуктов от поставщиков из железнодорожных (автомобильных) цистерн в резервуары складов топлива а также при приеме нефтепродуктов в таре (бочки, банки и др.) на склады топлива.
При наличии на складах топлива автоматизированной системы измерения массы нефтепродуктов учетно-расчетные операции по измерению массы топлива осуществляются с применением данной системы.
Оперативный контроль - определение количества нефтепродуктов при внутрипроизводственных технологических операциях (внутренний учет).
К оперативному контролю относятся измерения массы нефтепродукта (дизельного топлива) в топливных баках тягового и специального подвижного состава (ТПС и СПС), в т.ч. оборудованного бортовыми автоматизированными системами измерения массы топлива, в процессе эксплуатации.
1.3. Система учета нефтепродуктов представляет собой совокупность правил, норм и технических средств для получения достоверных данных о количестве нефтепродуктов и документального оформления результатов учетно-расчетных операций и оперативного контроля.
Измерение количества нефтепродуктов выполняют в единицах массы (кг, т).
Для измерения массы нефтепродуктов применяют прямые - с применением весов и косвенные, основанные на измерениях плотности и объема нефтепродуктов, методы измерений.
1.4. Средства измерений, используемые при учетных операциях массы нефтепродуктов, должны соответствовать установленным метрологическим требованиям.
1.5. При выполнении всех операций с нефтепродуктами должны выполняться требования в части охраны труда и окружающей среды, а также пожарной безопасности в соответствии с требованиями "Правил технической эксплуатации нефтебаз", утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19.06.2003 г. N 232.
1.6 Работники, складов топлива, химико-технических лабораторий (далее - лаборатории), машинисты ТПС и СПС, выполняющие измерения в соответствии с настоящей Инструкцией, должны пройти обучение и инструктаж по охране труда, соблюдению требований безопасности, указанных в эксплуатационной документации на применяемые средства измерений.
1.7. Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005.
1.8. При выполнении работ по отбору проб необходимо соблюдать правила технической и пожарной безопасности при обращении с нефтепродуктами по ГОСТ 2517.
В местах отбора проб должны быть установлены светильники во взрывобезопасном исполнении.
Переносные пробоотборники, наконечники метроштоков должны быть изготовлены из материала не образующего искр при ударе.
Отбор проб и измерения проводят в специальной одежде и обуви, изготовленных из материалов, не накапливающих статическое электричество.
Запрещается отбирать пробы нефтепродукта на открытом воздухе во время грозы.
1.9. Проведение подготовительных работ и выполнение измерений должны обеспечивать экологическую чистоту в соответствии с действующими нормативными документами.
1.10. Настоящая Инструкция разработана взамен Инструкции, утвержденной МПС России 15.09.2000 г. N ЦТ-781.

2. Термины, определения и обозначения

В настоящей Инструкции применены следующие термины, определения и обозначения:
резервуар - стальной сосуд в виде горизонтального или вертикального цилиндра (в том числе стационарная железнодорожная цистерна), применяемый для хранения и измерений объема нефтепродуктов;
поверка резервуара - совокупность операций, выполняемых органами Ростехрегулирования или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц с целью определения вместимости и градуировки резервуара, составления и утверждения градуировочной таблицы;
градуировочная таблица - зависимость вместимости резервуара от уровня его наполнения при нормированном значении температуры; градуировочную таблицу прилагают к свидетельству о поверке резервуара и применяют для определения объема находящегося в нем нефтепродукта;
вместимость резервуара - внутренний- объем резервуара, который может быть наполнен жидкостью до определенного уровня;
прямой метод статических измерений массы нефтепродукта - метод, основанный на измерениях массы нефтепродукта статическим взвешиванием - или взвешиванием в железнодорожных или автомобильных цистернах и составах в процессе их движения на весах;
косвенный метод динамических измерений - метод, основанный на измерениях плотности и объема нефтепродукта в трубопроводах;
косвенный метод статических измерений массы нефтепродукта - метод, основанный на измерениях плотности и объема нефтепродукта в резервуарах, цистернах, баках подвижного состава;
косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе - метод, основанный на измерениях гидростатического давления и уровня нефтепродукта в баках технических средств;
уровень нефтепродукта (высота наполнения) - расстояние по вертикали между поверхностью нефтепродукта, находящегося в резервуаре, и плоскостью, принятой за начало отсчета;
базовая высота резервуара - расстояние по вертикали от точки касания днища резервуара грузом рулетки до верхнего среза кромки (или до риски направляющей планки) измерительного люка;
ТПС - тяговый подвижной состав (тепловозы, дизель-поезда, автомотрисы, рельсовые автобусы);
СПС - специальный подвижной состав (мотовозы, дрезины,- железнодорожные строительные машины, имеющие автономные двигатели).

3. Основные требования к метрологическому обеспечению средств измерений, используемых при учетно-расчетных операциях и оперативном контроле

3.1. Основные требования к метрологическому обеспечению средств измерений, используемых при учетно-расчетных операциях.
3.1.1. Средства измерений, используемые при учетно-расчетных операциях, находятся в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений и подлежат поверке.
3.1.2. Перечень средств измерений, подлежащих поверке при учетно-расчетных операциях, приведен в приложении 1 к настоящей Инструкции.
3.1.3. Применяемые на складах топлива резервуары, стационарные железнодорожные цистерны для хранения нефтепродуктов, автоцистерны должны быть поверены и иметь градуировочные таблицы.
3.1.4. Горизонтальные резервуары поверяются по ГОСТ 8.346 и стационарные железнодорожные цистерны - по ПМГ 65, с составлением градуировочных таблиц. Вертикальные резервуары поверяются по ГОСТ 8.570 с составлением градуировочных таблиц.
Периодичность поверки горизонтальных и вертикальных резервуаров - не более 5 лет.
После каждого капитального ремонта резервуары, находящиеся в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, также подлежат поверке.
Результаты поверки горизонтальных и вертикальных резервуаров оформляются свидетельством о поверке, к которому прилагаются градуировочная таблица и протокол поверки.
При поверке резервуара определяется базовая высота резервуара, которая указывается в протоколе поверки.
3.1.5. B периоды между поверками ежегодно комиссия, назначенная приказом по подразделению" ОАО "РЖД", на балансе которого находится резервуар, измеряет базовую высоту резервуара.
Результаты ежегодных измерений базовой высоты резервуара оформляют актом, который согласовывается с государственным региональным центром метрологии и утверждается руководителем подразделения ОАО "РЖД", назначившего комиссию.
Рекомендуемая форма акта ежегодных измерений базовой высоты резервуара приведена приложении 2 к настоящей Инструкции.
Акты ежегодных измерений базовой высоты резервуара прикладываются к свидетельству о поверке.
При изменении базовой высоты по сравнению с ее значением, установленным при поверке резервуара, более чем на 0,1 % проводят корректировку градуировочной таблицы резервуара путем внеочередной поверки резервуара.
3.1.6. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов поверяются по ГОСТ Р 8.569 на полную вместимость, которая соответствует указателю уровня налива, установленному в горловине.
Результаты поверки оформляются свидетельством о поверке, на маркировочной табличке автоцистерны набивается обозначение ее действительной вместимости и ставится поверительное клеймо.
3.2. Основные требования к метрологическому обеспечению средств измерений, используемых при оперативном контроле.
3.2.1. Средства измерений, используемые при оперативном контроле массы нефтепродуктов, включая резервуары и бортовые автоматизированные системы ТПС и СПС, не входя в сферу государственного регулирования обеспечения единства измерений и подлежат калибровке.
Калибровку средств измерений, используемых при оперативном контроле массы нефтепродуктов, осуществляют подразделения метрологической службы ОАО "РЖД", аккредитованные в установленном порядке.
3.2.2. Результаты калибровки оформляются сертификатом о калибровке, к которому прилагается протокол калибровки, а при калибровке резервуара к сертификату о калибровке и протоколу прилагается также градуировочная таблица.
Подписи калибровщиков на протоколах калибровки и градуировочных таблицах заверяются оттисками калибровочных клейм. Градуировочные таблицы утверждает руководитель подразделения ОАО "РЖД", проводившего калибровку резервуаров.
3.3. Вместимость трубопроводов проверяется путем измерений геометрическим методом по МИ 2800.
Измерения вместимости трубопроводов проводятся с периодичностью не реже одного раза в 10 лет.
При изменении схемы трубопровода, его длины или диаметра производятся внеочередные измерения его вместимости.
Измерения выполняет комиссия, назначенная приказом по подразделению ОАО "РЖД", на балансе которого находится склад топлива с трубопроводом.
Результаты измерений вместимости трубопровода оформляют актом, который утверждается руководителем подразделения ОАО "РЖД", назначившего комиссию.
3.4. Ответственность за соблюдение периодичности поверки и калибровки средств измерений, содержание в рабочем состоянии средств измерений, правильность производимых измерений возлагается на руководителей подразделений ОАО "РЖД", на балансе которых находятся эти средства измерений.
3.5 Специалисты, выполняющие измерение массы нефтепродуктов, должны изучить эксплуатационную документацию на применяемые средства измерения и иметь необходимую квалификацию.
3.6. Перечень нормативных документов, на которые даны ссылки в настоящей Инструкции, приведен в приложении 3 к настоящей Инструкции.

4. Методы измерений массы нефтепродукта

4.1. Прямой метод статических измерений.
4.1.1. При прямом методе статических измерений массу нефтепродуктов в транспортных средствах и таре определяют по результатам взвешивания на весах.
Масса транспортных средств и тары с нефтепродуктами "брутто" не должна превышать грузоподъемности весов. Для снижения влияния внешних условий на погрешность измерений весовые устройства должны быть защищены от ветра и осадков.
4.1.2. Массу нефтепродукта в железнодорожных цистернах определяют по МИ 1953 по результатам взвешивания на вагонных весах.
При статическом взвешивании железнодорожных цистерн применяются вагонные весы по ГОСТ 29329, при взвешивании в движении - по ГОСТ 30414.
4.1.3. Для взвешивания нефтепродуктов в таре применяют весы товарные общего назначения шкальные или циферблатные по ГОСТ 14004.
Нефтепродукты в таре вместимостью до 20 куб.дм взвешивают на весах с наибольшим пределом взвешивания 30 кг.
Нефтепродукты в таре вместимостью более 20 куб.дм взвешивают на весах товарных общего назначения с наибольшим пределом взвешивания 200, 600, 1000, 2000 и 3000 кг в зависимости от массы нефтепродукта.
Массу нефтепродукта определяют как разность между массой "брутто" и массой тары.
4.2. Косвенные методы измерений массы нефтепродукта.
4.2.1. Косвенными методами измерений определяется масса нефтепродукта по его объему и плотности при одинаковых условиях или приведенных к одним условиям (температуре) как произведение этих величин

                              M = V*p,                         (1)

где
М - масса нефтепродукта, кг,
V - объем нефтепродукта, куб.м;
р - плотность нефтепродукта, кг/куб.м.

4.2.2. При косвенном методе статических измерений массу нефтепродукта определяют по результатам измерений: уровня, нахождения его объема в градуированных вертикальных и горизонтальных резервуарах, железнодорожных цистернах, баках ТПС и СПС или по полной вместимости (для автомобильных цистерн), и плотности - в отобранных пробах нефтепродукта. Перечень основных средств измерений и вспомогательных устройств, применяемых при косвенных методах измерений массы нефтепродуктов, приведен в приложении 4.
Допускается применение средств измерений других типов, обеспечивающих необходимую точность.
4.2.3. При косвенном методе динамических измерений массу, нефтепродукта определяют при его отпуске на ТПС и СПС по результатам измерений: объема нефтепродукта - с помощью счетчиков жидкости (на пунктах экипировки, автозаправщиках) и плотности - в отобранных пробах нефтепродукта.
4.2.4. При косвенном методе, основанном на гидростатическом принципе, массу нефтепродукта в резервуарах и топливных баках определяют по результатам измерений гидростатического давления столба нефтепродукта и уровня нефтепродукта по формуле:

                          M=P*V/h*g,                           (2)

где
М - масса нефтепродукта, кг,
Р - гидростатическое давление столба нефтепродукта, Па (Н/кв.м);
h - уровень наполнения резервуара (бака), м.
V - объем нефтепродукта, куб.м, полученный с использованием результата измерения уровня нефтепродукта по градуировочной таблице;
g - ускорение силы тяжести, м/кв.с.

4.3. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, не должны превышать:
0,50 % - при измерении массы нефтепродукта от 120 т и более;
0,65 % - при измерении массы нефтепродукта до 120 т.

5. Порядок измерений при приеме нефтепродуктов

5.1. Измерения массы нефтепродуктов при их приеме из железнодорожных цистерн на склад топлива выполняет комиссия в составе: работников склада топлива (начальник, экипировщик), работника лаборатории, приемосдатчика станции. Комиссия проверяет наличие пломб, их номера в соответствии с указанными номерами в сопроводительных документах (накладных) и затем проводит измерение фактического наличия нефтепродуктов в каждой цистерне.
5.2. При прямом методе статических измерений массу нефтепродукта в одиночной железнодорожной цистерне измеряют как разность результатов взвешиваний груженой цистерны (масса "брутто" цистерны) и порожней цистерны (масса "тары" цистерны) с расцепкой по МИ 1953. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн не должны превышать 0,4 % по ГОСТ Р 8.595.
5.3. Массу нефтепродукта в железнодорожных цистернах в составе при прямом методе статических измерений определяют взвешиванием на весах в движении без расцепки как разность суммы результатов взвешиваний всех груженых цистерн "брутто" и суммы результатов взвешиваний всех порожних цистерн "тары" по МИ 1953. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта при прямом методе статических измерений взвешиванием без расцепки на весах движущихся цистерн не должны превышать 0,5% по ГОСТ Р 8.595.
5.4. При косвенном, методе статических измерений массы нефтепродуктов выполняют операции в следующем порядке:
измеряют уровень нефтепродукта;
измеряют уровень подтоварной воды (при наличии);
определяют уровни отбора точечных проб;
отбирают точечные пробы нефтепродукта на заданном уровне;
измеряют плотность и температуру нефтепродукта в отобранных точечных пробах;
определяют объем нефтепродукта как разницу между общим объемом нефтепродукта и объемом подтоварной воды;
определяют массу нефтепродукта;
составляют "Акт о приемке топлива и нефтепродуктов" формы N ФМУ-7 (далее - акт формы ФМУ-7);
вносят результаты измерений в "Журнал учета поступающего топлива и нефтепродуктов" формы N ФМУ-5 (далее - журнал формы ФМУ-5).
5.5. Порядок измерения уровня нефтепродуктов следующий:
5.5.1. Уровень нефтепродукта и подтоварной воды в железнодорожных цистернах, поступающих маршрутами или одиночно, определяют в каждой цистерне.
Цистерны должны быть установлены на прямом участке, железнодорожного пути и по возможности с нулевым уклоном.
Измерения проводят при установившемся уровне и отсутствии пены на поверхности нефтепродукта.
Измерение уровня выполняют метроштоком по ТУ 3689-018-02566817 через горловину котла цистерны в двух противоположных точках, расположенных на продольной осевой линии цистерны, не менее, двух раз в каждой точке.
За действительное значение уровня нефтепродукта принимают среднее арифметическое значение результатов измерений.
При наличии на складах топлива автоматизированных систем измерения массы топлива в цистернах такие измерения производятся в указанном порядке с применением данной системы.
5.5.2. Для измерения уровня подтоварной воды используют водочувствительную ленту или пасту. Водочувствительную ленту плотно прикрепляют, а пасту наносят тонким слоем на нижний конец метроштока вдоль шкалы.
При погружении метроштока следят, чтобы он опускался вертикально до самой нижней точки котла, избегая резких ударов о дно. При этом необходимо следить за тем, чтобы нижний конец метроштока не попадал в углубление сливного прибора и не упирался в какой-либо выступ.
Затем метрошток быстро, но плавно извлекают и по линии смачивания на его шкале определяют уровень.
При отсчете линия смачивания должна быть на уровне глаз оператора, производящего измерения.
Определение уровня нефтепродукта осуществляют с точностью до одного деления шкалы (1 мм).
Уровень подтоварной воды определяется по окрашиваемой части водочувствительной ленты или пасты.
При получении расхождений результатов двух измерений более 2 мм измерение производят третий раз.
5.5.3. Если цистерна имеет две горловины, то измерения уровней нефтепродукта и подтоварной воды производят в соответствующих точках и второй горловины. За действительное значение уровня нефтепродукта и подтоварной воды принимают среднеарифметическое значение результатов измерений, произведенных в каждой горловине.
5.6. При отборе точечных проб нефтепродуктов из железнодорожных цистерн переносной термостатический пробоотборник опускают до 0,33 диаметра цистерны от нижней внутренней образующей. Пробоотборник выдерживают на заданном уровне до начала его заполнения не менее 5 минут по ГОСТ 2517.
Допускается вместо выдерживания пробоотборника на заданном уровне ополаскивание его нефтепродуктом, отобранном с этого уровня, не менее 5 минут.
При отборе проб нефтепродуктов из бочек, бидонов, канистр и других средств хранения и транспортирования одну точечную пробу нефтепродукта отбирают от единицы транспортной тары.
Точечную пробу жидкого нефтепродукта отбирают трубкой пробоотборной стеклянной или металлической по ГОСТ 2517. Жидкий нефтепродукт перед отбором пробы из тары перемешивают в течение 5 минут.
Точечную пробу мазеобразного нефтепродукта отбирают щупом поршневым или винтообразным с продольным вырезом или прямым без выреза по ГОСТ 2517.
5.7. Порядок измерения плотности и температуры нефтепродукта следующий:
5.7.1. Плотность нефтепродукта определяют сразу после отбора точечных проб или в объединенной пробе в лаборатории по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069 ареометром по ГОСТ 18481.
Результаты измерений регистрируются в журналах формы ТУ-155 склада топлива и лаборатории работником склада топлива и работником лаборатории.
Результат измерений плотности нефтепродукта приводят к стандартным условиям при температуре 15 Град.С по таблице, приведенной в MKL2842, или при 20 Град.С по таблице приложения ГОСТ 3900 для сравнения с данными паспорта качества поставщика.
5.7.2. Измерение температуры нефтепродукта производят одновременно с определением его плотности.
Для измерения температуры термометр погружают в нефтепродукт, находящийся в пробоотборнике, и выдерживают до достижения столбиком ртути постоянного уровня. Глубина погружения термометра зависит от типа данного термометра.
Определение температуры осуществляют с точностью до одного деления шкалы термометра.
За действительное значение температуры нефтепродукта принимают среднеарифметическое значение результатов измерений температур точечных проб.
5.8. При определении объема нефтепродукта используют полученное действительное значение общего уровня нефтепродукта и по Таблице калибровки железнодорожной цистерны данного типа находят общий объем нефтепродукта, затем по значению действительного уровня подтоварной воды соответственно - объем подтоварной воды. Разность общего объема нефтепродукта и объема подтоварной воды принимается как объем поступившего нефтепродукта.
5.9. Массу нефтепродукта определяют как произведение его объема и плотности, результат заносят в журнал формы ФМУ-5.
Факт слива (выгрузки) нефтепродукта из цистерн в резервуары склада топлива подтверждается подписями членов комиссии по приемке нефтепродукта в акте формы ФМУ-7.
5.10. При наличии на складах топлива автоматизированной системы учета топлива измерение уровня, плотности, температуры и массы принятых нефтепродуктов осуществляют с применением данной системы.
5.11. Для выявления факта возможной недостачи нефтепродукта, то есть существенного отклонения результата измерений массы нефтепродукта "нетто" М2, кг, установленной измерениями, от указанной в железнодорожной накладной массы нефтепродукта "нетто" М1 кг, проверяют выполнение соотношения по МИ 3115

                  М1-М2<=M1*Дельта/100%+Ny,                    (3)

где Дельта - предел допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтепродукта принятым методом, %;
Ny - потери, кг, исчисляемые от массы "нетто" М1 по нормам естественной убыли нефтепродукта.

Если соотношение (3) выполняется, то отклонение результата измерений массы считают несущественным.
Если соотношение (3) не выполняется, то отклонение результата измерений массы считают существенным, приемку нефтепродукта прекращают, цистерну пломбируют пломбой станции, вызывают письменно (телеграммой) представителя отправителя, составляют акт, устанавливающий количественное расхождение нефтепродуктов по массе (форма N М-7), который является основанием для предъявления претензий отправителю (поставщику).
5.12. В соответствии с Правилами выдачи грузов на железнодорожном транспорте массу тарно-штучных грузов проверяют во время выдачи при наличии обстоятельств, предусматривающих необходимость участия перевозчика в выдаче груза в соответствии со статьей 41 "Устава железнодорожного транспорта Российской Федерации".
Массу тарно-штучных грузов проверяют только в поврежденной таре.
Проверку выполняют прямым методом статических измерений массы - статическим взвешиванием.
Взвешивание в таре может производиться поштучно и группой односортных нефтепродуктов.
Отсчеты на шкальных и циферблатных весах ведут до 1 деления шкалы.
Предельную погрешность определения массы одного грузового места принимают +-0,1% по МИ 3115.

6. Порядок измерений при хранении нефтепродуктов

6.1. На складах топлива при измерении массы нефтепродукта в вертикальных и горизонтальных резервуарах наземного и подземного исполнения применяют косвенный метод статических измерений, основанный на измерениях плотности и объема нефтепродукта при одинаковых или приведенных к одним условиях.
6.2. При измерении массы нефтепродукта выполняют операции в следующем порядке:
измеряют уровень нефтепродукта;
измеряют уровень подтоварной воды (комиссией не реже одного раза в месяц);
рассчитывают уровни отбора точечных проб;
отбирают точечные пробы нефтепродукта на заданном уровне;
измеряют плотность и температуру нефтепродукта в отобранных точечных пробах;
определяют объем нефтепродукта по таблицам градуировки резервуаров на основе измерения уровня нефтепродукта и корректировки объема по формуле (5);
определяют массу нефтепродукта как произведение значений этих величин (объема и плотности).
6.3. Порядок измерения уровня нефтепродукта и подтоварной воды в резервуарах аналогичен порядку, изложенному в п. 5.5 настоящей Инструкции.
6.3.1. При измерениях уровня нефтепродукта в резервуарах высотой до трех метров используют метрошток с диапазоном измерений от 0 до 3,3 м, при измерениях уровня нефтепродукта в резервуарах высотой более трех метров используют рулетку с грузом 3 класса точности по ГОСТ 7502.
Метрошток или рулетку с грузом опускают в резервуар через измерительный люк с направляющей планкой, на которой нанесена точка (риска) для отсчета при измерении уровня нефтепродукта или базовой высоты резервуара.
При наличии на складах топлива автоматизированных систем измерения массы топлива в цистернах такие измерения производятся в указанном порядке с применением данной системы.
6.3.2. В зимнее время при наличии льда на днище резервуара, его толщину определяют как разность между базовой высотой и
измеренной высотой от точки касания груза рулетки или метроштока с поверхностью льда до точки отсчета направляющей планки.
6.4. Порядок отбора проб нефтепродукта следующий:
6.4.1. Перед отбором проб из резервуара нефтепродукты отстаивают не менее 2 часов и удаляют отстоявшуюся воду и загрязнения.
6.4.2. Отбор проб осуществляют при помощи переносного пробоотборника по ГОСТ 2517 или стационарного пробоотборника по ГОСТ 13196.
При использовании стационарного пробоотборника объединенную пробу получают за один прием. При использовании переносного пробоотборника объединенную пробу составляют смешением точечных проб, отобранных на различных уровнях резервуара.
Пробы с нескольких уровней отбирают последовательно сверху вниз.
6.4.3. Точечные пробы из вертикального резервуара отбирают с трех уровней:
верхнего - на 250 мм ниже поверхности нефтепродукта;
среднего - с середины высоты столба нефтепродукта;
нижнего - на 250 мм выше днища резервуара, но не ниже точки забора нефтепродукта в соответствии с паспортом на резервуар.
Объединенную пробу нефтепродукта составляют смешением точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:3:1.
Точечные пробы при высоте уровня нефтепродукта в резервуаре не выше 2000 мм отбирают с верхнего и нижнего уровней.
Объединенную пробу в этом случае составляют смешением одинаковых по объему точечных проб верхнего и нижнего уровней.
При высоте уровня нефтепродукта менее 1000 мм отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня.
6.4.4. Точечные пробы нефтепродукта из горизонтального резервуара диаметром более 2500 мм отбирают переносным пробоотборником с трех уровней:
верхнего - на 200 мм ниже поверхности нефтепродукта;
среднего - с середины высоты столба нефтепродукта;
нижнего - на 250 мм выше нижней внутренней образующей резервуара, но не ниже точки забора нефтепродукта в соответствии с паспортом на резервуар.
Объединенную пробу составляют смешением точеных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1:6:1.
Точечные пробы нефтепродукта из горизонтального резервуара диаметром менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также из горизонтального резервуара диаметром более 2500 мм, но заполненного до высоты, равной половине диаметра и менее, отбирают с двух уровней:
с середины высоты столба жидкости;
на 250 мм выше нижней внутренней образующей резервуара.
Объединенную пробу в этом случае составляют смешением точечных проб среднего и нижнего уровней в соотношении 3:1.
При составлении объединенной пробы каждую точечную пробу перемешивают, берут необходимый по соотношению объем и сливают в один сосуд.
При высоте уровня нефтепродукта менее 500 мм- отбирают одну точечную пробу с нижнего уровня.
На пунктах экипировки локомотивов и других транспортных средств пробы отбирают из раздаточного устройства.
6.5. Плотность нефтепродукта в объединенной пробе определяют по ГОСТ 3900, ГОСТ Р 51069.
6.6. Температуру нефтепродукта измеряют методами:
в точечных пробах - сразу после извлечения каждой из них аналогично п. 5.7 настоящей Инструкции;
в резервуаре - с помощью термометра цифрового с преобразователем температуры по ТУ 4211-065-13282997 на уровнях отбора точечных проб нефтепродукта.
За действительное значение температуры нефтепродукта принимается его среднее арифметическое значений результатов измерений температур точечных проб (измерений в резервуаре) tcp определяемое по формуле

 

                                 n
SUM t
i=1  i
t  = __________
ср       n

 

где t - температура i-ой точечной пробы (i-гo измерения), Град.С;
i
n - число точечных проб (измерений).
3
6.7. Объем нефтепродукта  в резервуаре  V, м ,  определяют  по
формуле

    V = V  [1+(2Альфа  + Альфа )*(T   - 20)],                  (5)
20          ст       s    ст.

где V  -  объем нефтепродукта в резервуаре на измеряемом уровне h,
20
определяемый по  таблице градуировки резервуара,  составленной при
3
температуре 20 Град.С, м ;

    Т   - температура   стенки   резервуара,   принимаемая  равной
ст.
температуре нефтепродукта в резервуаре t   , Град.С;
ср.
Альфа    -   температурный  коэффициент  линейного  расширения
ст.
материала стенки резервуара, значение которого принимают равным:
-6
для стали  - 12,5*10  1/Град.С;
-6
для бетона - 10*10  1/Град.С;

    Альфа - температурный   коэффициент    линейного    расширения
s
материала средства  измерений  уровня  нефтепродукта  (метроштока,
рулетки с грузом и др.),  значение которого принимают равным:
-6
для нержавеющей стали - 12,5*10  1/Град.С;
-6
для алюминия - 23*10  1/Град.С.

6.8. Массу нефтепродукта в резервуаре определяют по формуле (1) по результатам измерений плотности и рассчитанного по формуле (5) объема.
6.9. Результаты измерений и расчетов массы нефтепродуктов ежесуточно регистрируются работником склада топлива в "Журнале передачи остатков топлива и смазочных материалов по смене между материально-ответственными лицами".
6.10. При наличии на складах топлива автоматизированной системы учета топлива измерение массы нефтепродуктов, находящихся в резервуаре, осуществляют с применением данной системы (контролируются: уровень, температура, плотность, уровень подтоварной воды, масса).

7. Порядок измерений при отпуске нефтепродуктов

7.1. Массу отпущенных нефтепродуктов при экипировке ТПС и СПС определяют на основе результатов измерения плотности нефтепродукта по ГОСТ 3900 в пробе, отобранной по ГОСТ 2517 в переносной пробоотборник из раздаточного устройства, и объема нефтепродукта, измеренного счетчиками жидкости, топливо- и маслораздаточными колонками.
Пробы отбирают ежесуточно в начале и конце рабочей смены не позднее 30 минут после последней экипировки ТПС и СПС.
Плотность нефтепродукта в пробах измеряют ареометром по ГОСТ 18481 непосредственно на пункте экипировки. Измерения выполняют дважды с записью каждого результата измерений плотности с тремя знаками после запятой. Затем определяют среднеарифметическое значение результатов двух измерений, которое принимают за действительное значение плотности.
При определении плотности одновременно производят измерение температуры нефтепродукта термометром, встроенным в ареометр.
Работник склада топлива по результатам измерений плотности и объема нефтепродукта определяет его массу М, кг, по формуле (1).
7.2. Результаты измерений массы отпущенных нефтепродуктов с указанием значения плотности при экипировке ТПС и СПС работник склада топлива вносит в суточные ведомости форм ФМУ-23 и ФМУ-24 и в маршрут машиниста (маршрутный лист машиниста), в которых запись удостоверяют своей росписью работник склада топлива и машинист.
7.3. При наличии на пунктах экипировки топливораздаточных установок, обеспечивающих измерение нефтепродуктов при их отпуске на ТПС и СПС в единицах массы, результаты измерений заносят в маршрутный лист машиниста и бортовой журнал формы ТУ-152 в единицах массы М, кг.
Контроль за правильностью внесения в маршруты машиниста (маршрутные листы машинистов) данных о результатах измерений объема, плотности, массы нефтепродукта, отпущенного на пунктах экипировки, возложен на Центры оперативно-технического учета.
7.4. При невозможности экипировки СПС на складе топлива допускается измерение объема нефтепродукта при их заправке из автоцистерн, оборудованных счетчиками жидкости. При этом для определения массы нефтепродукта М, кг, по формуле (1) принимается плотность нефтепродукта, измеренная на пункте экипировки при перекачке нефтепродуктов в автоцистерну.

8. Порядок измерений при использовании топлива в работе ТПС и СПС

8.1. Учет топлива в баке ТПС и СПС осуществляют при оперативном контроле, при приеме и сдаче рабочей смены локомотивными бригадами и экипировке топливом.
8.2. Объем дизельного топлива в топливном баке ТПС и СПС определяют по градуированным топливомерным рейкам и стеклам.
8.3. Измерение объема дизельного топлива в баке по градуированным топливомерным рейкам и стеклам производят на прямом горизонтальном участке пути.
8.4. Градуированная рейка является принадлежностью топливного бака ТПС и СПС. Градуировка реек производится заводами-изготовителями.
Интервал градуировки мерной рейки составляет 50 куб.дм.
На каждой рейке должны быть нанесены следующие обозначения:
номер тепловоза (или СПС);
номер секции тепловоза (А, Б, В);
оцифрованная разметка шкалы в куб.дм (л);
отметка о закреплении рейки за горловиной бака по расположению (П - правая, Л - левая).
Рейки подлежат периодической (при проведении текущего ремонта в объеме ТР-3 - для ТПС; при проведении среднего ремонта - для СПС) проверке на соответствие чертежным размерам.
8.5. Измерения проводят при установившемся уровне дизельного топлива. Рейку опускают вертикально до упора.
При наличии двух измерительных люков измерения производят рейками, закрепленными за конкретными люками по два раза с каждой стороны.
Показания считывают с точностью до половины деления шкалы сразу по появлении смоченной части рейки над измерительным люком.
За действительное значение объема дизельного топлива принимают среднее арифметическое результатов измерений, выполненных с обеих сторон бака.
Значение плотности дизельного топлива принимают в соответствии с занесенным значением на пункте экипировки в бортовом журнале формы ТУ-152.
8.6. Массу дизельного топлива М, кг, в баке ТПС и СПС определяют по формуле (1) по значениям плотности топлива p, кг/куб.дм, и действительного значения объема топлива V, куб.дм.
8.7. При наличии на ТПС и СПС автоматизированных систем учета дизельного топлива (РПРТ, АПК "Борт" и др.), учет дизельного топлива в баке осуществляют с применением этих систем, в соответствии с установленным ОАО "РЖД" порядком.
Пределы допускаемой, относительной погрешности измерения массы дизельного топлива не должны превышать 0,65 %.

9. Применение результатов измерений

9.1 Результаты измерений используются для определения массы нефтепродуктов при внутрипроизводственных технологических операциях, а также при составлении материального баланса при приеме, хранении, отпуске и использовании нефтепродуктов с учетом норм естественной убыли и допускаемой погрешности измерений и сопоставления его с бухгалтерскими документами.
9.2. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении и транспортировании, а также порядок их применения определяются в порядке, установленном постановлением Госснаба СССР от 26.03.86 г. N 40 (с изменениями, внесенными Постановлением Госснаба СССР от 07.08.1987 N 107, приказом Минтопэнерго РФ от 01.10.1998 N 318).
Списание нефтепродуктов в пределах норм естественной убыли до установления факта недостачи запрещается.

 

Приложение 1
к Инструкции о порядке и
методах измерений при учетных
операциях с нефтепродуктами
в подразделениях ОАО "РЖД"

Перечень средств измерений, используемых при учетно-расчетных операциях и подлежащих поверке

 

Наименование средств     
измерений               

 Межповерочный
интервал   

  НД по поверке 

 1.

Счетчики жидкости        

    1 год     

ГОСТ 8.451-81   

 2.

Топливораздаточные колонки

    1 год     

МИ 1864-88      
РД 32ЦТ 23-85   

 3.

Маслораздаточные колонки 

    1 год     

ГОСТ 8.220-76   
РД 32ЦТ 24-85   

 4.

Автоцистерны             
для нефтепродуктов       

    2 года    

ГОСТ Р 8.569-98 

 5.

Резервуары стационарные  
горизонтальные           

    5 лет     

ГОСТ 8.346-2000 

 6.

Резервуары стационарные  
вертикальные             

    5 лет     

ГОСТ 8.570-2000 

 7.

Весы для статического    
взвешивания              

    1 год     

ГОСТ 8.453-82   

 8.

Секундомеры механические 

    1 год     

ГОСТ 8.423-81   

 9.

Весы для взвешивания в   
движении                 

    1 год     

ГОСТ Р 8.598-2003

10.

Уровнемеры               

    1 год     

ГОСТ 8.321-78   

11.

Метроштоки               

    1 год     

ГОСТ 8.247-2004 

12.

Рулетки с грузом         

    1 год     

МИ 1780-87      

13.

Термометры               

    1 год     

МИ 2996-2006    

14.

Ареометры                

    1 год     

Р 50.2.041-04   

15.

Система измерении массы  
- светлых нефтепродуктов 
УИП-9602 "ГАММА"         

    1 год     

ТУ 4000-001     
31318902        

 

Приложение 2
к Инструкции о порядке и
методах измерений при учетных
операциях с нефтепродуктами в
подразделениях ОАО "РЖД"

Форма акта измерений базовой высоты резервуара, прилагаемого к свидетельству о поверке

СОГЛАСОВАНО                         УТВЕРЖДАЮ
Руководитель государственного         Руководитель подразделения
регионального центра метрологии       ОАО "РЖД", на балансе
которого находится резервуар

                               АКТ
измерений базовой высоты резервуара
от "_____"__________________________г.

Составлен в том, что комиссия, назначенная приказом по____________
наименование
__________________________________________________________________
подразделения ОАО "РЖД", на балансе которого находится резервуар
в составе председателя____________________________________________
инициалы, фамилия
и членов__________________________________________________________
инициалы, фамилия
провела по ГОСТ______________ контрольные измерения базовой высоты
резервуара_______________________________________*)________N\_____
тип резервуара, номинальная вместимость
при температуре окружающего воздуха________________________Град.С.

Результаты измерений представлены в таблице 1.

Таблица 1

В миллиметрах


Базовая высота резервуара              

  Уровень
жидкости в
резервуаре

Среднее арифметическое значение 
результатов двух измерений (H ) 
Б ср

Значение базовой высоты,
установленное при поверке
резервуара ((H )        
Б n       

               1                

            2           

     3   

 

 

 

    Относительное изменение  базовой  высоты резервуара Дельта , %
Б
вычисляется по формуле

                              (Н )  -(Н )
Б ср   Б n
Дельта = ____________ ,
Б     (Н )
Б n

где значения величин (Н )  , (Н )  приведены в 1 -и и 2-й графах.
Б ср    Б n
Вывод -  требуется (не требуется) корректировка градуировочной
таблицы.

                                        Председатель комиссии
_________   ___________________
подпись     инициалы, фамилия

                                                   Члены
_________   ___________________
подпись     инициалы, фамилия
_________   ___________________
подпись     инициалы, фамилия
_________   ___________________
подпись     инициалы, фамилия

 

    _______________________________
* Указывают при заполнении

 

Приложение 3
к Инструкции о порядке и
методах измерений при учетных
операциях с нефтепродуктами в
подразделениях ОАО "РЖД"

Нормативные документы, на которые даны ссылки в настоящей Инструкции

Федеральный Закон "Устав железнодорожного транспорта Российской Федерации" от 10 января 2003 г. N 18-ФЗ
Федеральный Закон "Об обеспечении единства измерений" от 26 июня 2008 г. N 102-ФЗ
ГОСТ 8.220-76 Государственная система обеспечения единства" измерений. Колонки маслораздаточные. Методы и средства поверки
ГОСТ 8.247-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Метроштоки для измерений уровня нефтепродуктов в горизонтальных резервуарах. Методика поверки
ГОСТ 8.321-78 Государственная система обеспечения единства измерений. Уровнемеры промышленного применения и поплавковые. Методы и средства поверки
ГОСТ 8.346-2000 Государственная, система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ 8.423-81 Государственная система обеспечения единства измерений. Секундомеры механические. Методы и средства поверки
ГОСТ 8.451-81 Государственная система обеспечения единства измерений. Счетчики жидкости камерные. Методы и средства поверки
ГОСТ 8.453-82 Государственная система обеспечения единства измерений. Весы для статического взвешивания. Методы и средства поверки
ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ Р 8.598-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Весы для взвешивания железнодорожных транспортных средств в движении. Методика поверки
ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 400-80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия
ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия
ГОСТ 13196-93 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 14004-48 Весы рычажные общего назначения. Пределы взвешивания. Нормы точности
ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия
ГОСТ 28066-89 Счетчики жидкости камерные ГСП. Общие технические условия
ГОСТ 29329-92 Весы для статического взвешивания. Общие технические требования
ГОСТ 30414-96 Весы для взвешивания транспортных средств в движении. Общие технические требования
ГОСТ Р 8.569-98 Государственная система обеспечения единства измерений. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки
ГОСТ Р 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти-и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром
РД 32 ЦТ 23-85 Методика ведомственной поверки колонок для заправки локомотивов дизельным топливом типа А 1066.02. Методы и средства поверки
РД 32 ЦТ 24-85 Методика ведомственной поверки колонок для заправки локомотивов маслом типа А1066.03. Методы и средства поверки
Р 50.2.041-04 Государственная система обеспечения единства измерений. Ареометры стеклянные. Методика поверки
ТУ 3689-018-02566-817-2002 Метрошток для измерения уровня нефтепродуктов в транспортных и стационарных емкостях
ТУ 4211-065-13282997-05 Термометр цифровой малогабаритный
МИ 1780-87 Государственная система обеспечения единства измерений. Ленты образцовые и рулетки металлические измерительные. Методика поверки
МИ 1864-88 Государственная система обеспечения единства измерений. Колонки топливораздаточные. Методика поверки
МИ 1953-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса грузов при бестарных перевозках. Методика выполнения измерений весами и весовыми дозаторами
МИ 2800-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Вместимость технологических нефтепродуктопроводов. Методика выполнения измерений геометрическим методом
МИ 2842-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность светлых нефтепродуктов. Таблицы пересчета плотности к 15 и 20 Град.С и к условиям измерений объема
МИ 2996-2006 Государственная система обеспечения единства измерений. Термометры цифровые малогабаритные ТМЦ 9410. Методика поверки
МИ-3115-2008 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса грузов, перевозимых железнодорожным транспортом. Измерения и учет массы груза при взаиморасчетах между грузоотправителем и грузополучателем
ПМГ 65-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Цистерны железнодорожные, Общие требования к методикам поверки объемным методом
Таблицы калибровки железнодорожных цистерн. Издательство Трансинфо. 2007 г.

 

Приложение 4
к Инструкции о порядке и
методах измерений при учетных
операциях с нефтепродуктами в
подразделениях ОАО "РЖД"

Перечень основных средств измерений и вспомогательных устройств, применяемых при косвенных методах измерений массы нефтепродуктов
┌────────────────┬────────────────────────┬──────────────────┬─────────────────────────────────────────┐
│  Наименование  │      Обозначение       │      Объект      │          Отметка о необходимости        │
│    средства    │     стандарта, ТУ,     │    применения,   │              измерения при:             │
│   измерений,   │    метрологические     │    измеряемый    │                                         │
│      тип       │    характеристики:     │     параметр     ├─────────────┬─────────────┬─────────────┤
│                │       диапазон         │                  │приеме       │хранении     │отпуске/     │
│                │    измерений (ДИ),     │                  │нефтепродукта│нефтепродукта│использовании│
│                │    класс точности      │                  │             │             │нефтепродукта│
│                │        (КТ) или        │                  │             │             │             │
│                │    погрешность (ПГ)    │                  │             │             │             │
├────────────────┼────────────────────────┼──────────────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────┤
│      1         │           2            │        3         │      4      │      5      │      6      │
├────────────────┼────────────────────────┼──────────────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────┤
│Метрошток.      │ТУ3689-018-             │Резервуары        │             │             │             │
│МШС-3,5         │02566817                │высотой не более  │             │             │             │
│                │ДИ от 0 до 3300 мм,     │3 м,              │             │             │             │
│                │ПГ+-1 мм (от начала     │железнодорожные   │      +      │      +      │      -      │
│                │до середины шкалы),     │цистерны;         │             │             │             │
│                │+-2 мм (по всей         │уровень           │             │             │             │
│                │длине шкалы)            │нефтепродукта     │             │             │             │
├────────────────┼────────────────────────┼──────────────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────┤
│Рулетка с грузом│ГОСТ 7502               │Резервуары        │             │             │             │
│Р5УЗГ           │ДИ от 0 до 5 м,         │высотой более 3 м,│             │             │             │
│                │ПГ+- 2 мм;              │уровень           │             │             │             │
│Р10УЗГ          │ДИ от 0 до 10 м,        │нефтепродукта     │             │             │             │
│                │ПГ+- 3 мм;              │                  │      +      │      +      │      -      │
│Р20УЗГ          │ДИ от 0 до 20 м,        │                  │             │             │             │
│                │ПГ+- 4 мм;              │                  │             │             │             │
│Р30УЗГ          │ДИ от 0 до 30 м,        │                  │             │             │             │
│                │ПГ+- 5 мм               │                  │             │             │             │
├────────────────┼────────────────────────┼──────────────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────┤
│Термометр       │ГОСТ 400                │Температура пробы │             │             │             │
│стеклянный,     │ДИ от 30 до 100 Град.С, │нефтепродукта     │             │             │             │
│ТИН-5           │цена деления 0,2 Град.С,│                  │      +      │      +      │      +      │
│                │ПГ+- 0,2 Град.С         │                  │             │             │             │
├────────────────┼────────────────────────┼──────────────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────┤
│Термометр       │ТУ 4211-065-13282997)   │Резервуары и      │             │             │             │
│цифровой,       │ДИ от минус 50 до       │железнодорожные   │             │             │             │
│ТЦМ 9410ехМ1 с  │плюс 200 Град.С.        │цистерны,         │             │             │             │
│термопреобразо- │ПГ +- 0,1 Град.С        │температура       │      +      │      +      │      -      │
│вателем         │                        │нефтепродукта     │             │             │             │
│ТТЦ 14180       │                        │                  │             │             │             │
├────────────────┼────────────────────────┼──────────────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────┤
│Система         │ТУ 4000-001-31318902    │Резервуары,       │             │             │             │
│измерений массы │                        │Нефтепродукт:     │             │             │             │
│светлых         │ДИ от 0,01 до 21 м,     │уровень           │             │             │             │
│нефтепродуктов  │ПГ +- 1 мм;             │                  │             │             │             │
│УИП-9602        │ДИ от минус 40 до       │температура       │             │             │             │
│"ГАММА"         │плюс 50 Град.С,         │                  │             │             │             │
│                │ПГ+- 0,5 Град.С;        │                  │             │             │             │
│                │                      3 │                  │             │             │             │
│                │ДИ от 600 до 1000 кг/м ,│плотность         │      -      │      +      │      -      │
│                │                        │                  │             │             │             │
│                │ПГ+- 1,5кг/куб.м        │                  │             │             │             │
│                │ДИ от 120 т и более     │масса             │             │             │             │
│                │ПГ+- 0,5%;              │                  │             │             │             │
│                │ДИ до 120 т             │                  │             │             │             │
│                │ПГ+- 0,65%              │                  │             │             │             │
│                │ДИ от 10 до 135 мм,     │уровень           │             │             │             │
│                │ПГ+- 2мм                │подтоварной воды  │             │             │             │
├────────────────┼────────────────────────┼──────────────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────┤
│Счетчик         │ГОСТ 28066              │Пункт экипировки. │             │             │             │
│жидкости        │(ТУ311-5806724.082)     │Объемный расход   │             │             │             │
│(ШЖУ)           │КТ 0,25,                │нефтепродукта     │             │             │             │
│                │                        │                  │      +      │      -      │      +      │
│ППО-40/0,6-СУ   │цена деления 0,1 куб.дм │(дизельное        │             │             │             │
│                │                        │топливо)          │             │             │             │
├────────────────┼────────────────────────┼──────────────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────┤
│Ареометр        │ГОСТ 18481              │Плотность         │             │             │             │
│                │                        │                  │      +      │      +      │      +      │
│АНТ-1 (набор)   │ПГ+- 0,5 кг/куб.м       │нефтепродукта     │             │             │             │
├────────────────┼────────────────────────┼──────────────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────┤
│Пробоотборник   │ГОСТ 2517               │Отбор проб        │      +      │      +      │      +      │
│переносной      │                        │нефтепродукта     │             │             │             │
├────────────────┼────────────────────────┼──────────────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────┤
│Регистратор     │КНГМ.421429.004ТУ       │Бак тепловоза     │             │             │             │
│параметров      │                        │Дизельное топливо:│             │             │             │
│работы          │ДИ от 0 до 894 мм       │уровень           │             │             │             │
│тепловозов РПРТ │ПГ+- 0,25 %             │                  │      -      │      -      │     /+      │
│                │                        │                  │             │             │             │
│                │ДИ от 800 до 880кг/куб.м│плотность         │             │             │             │
│                │ПГ +- 0,5 %             │                  │             │             │             │
├────────────────┼────────────────────────┼──────────────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────┤
│Аппаратно-      │10ДК.318558.041 ТУ      │Бак тепловоза     │             │             │             │
│программный     │                        │Дизельное топливо:│             │             │             │
│комплекс        │ДИ от 300 до 6400 куб.дм│уровень           │      -      │      -      │     /+      │
│"БОРТ"          │ДИ от 250 до 5800 кг    │плотность         │             │             │             │
│                │ПГ +- 0,5 %             │масса             │             │             │             │
├────────────────┼────────────────────────┼──────────────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────┤
│Топливомерная   │По чертежу завода-      │Бак тепловоза     │             │             │             │
│рейка бака ТПС  │изготовителя для        │Дизельное топливо:│      -      │      -      │     /+      │
│(СПС)           │каждой серии ТПС        │объем             │             │             │             │
│                │(СПС)                   │                  │             │             │             │
└────────────────┴────────────────────────┴──────────────────┴─────────────┴─────────────┴─────────────┘


Приложение 5
к Инструкции о порядке и
методах измерений при учетных
операциях с нефтепродуктами в
подразделениях ОАО "РЖД"

ЖУРНАЛ
учета приема-передачи остатков топлива и смазочных материалов по  смене между материально-ответственными лицами на складе топлива

Начат"__"_____________200_ года
Окончен "__"__________200_ года

 N
п/п

  Дата 
приема-
передачи

Наименование
продукта 

   Высота 
взлива в
резервуарах

Плотность
продукта

Количество
продукта,кг

Количество
выданного 
продукта по
документам
за смену,кг

Показания
счетчиков

Ф.И.О.,
подпись
сдающего

Ф.И.О.,    
подпись    
принимающего

Примечание