Инструкция по приемке топлива с бензовоза

Производственные операции, осуществляемые на АЗС, включают комплекс мероприятий по приему, хранению и отпуску топлива и других нефтепродуктов. Технологическая схема их проведения отражается в проектной документации на автозаправочную станцию.

Особенности операций по приему нефтепродуктов на АЗС

Основной транспорт, используемый для доставки нефтепродуктов на АЗС, – автомобильный. Прием привезенного продукта осуществляют как минимум 2 оператора.

Во время данной операции должны быть приняты меры по:

• обеспечению наличия средств для первичного тушения пожара;
• предотвращению пролива нефтепродукта;
• быстрой ликвидации последствий разлива продукта.

Перед началом операции перекачки топлива или масла операторы должны удостовериться в том, что:

• технологическое оборудование, участвующее в приеме продукта, исправно;
• нефтепродукт, который планируется наливать в резервуар (или его отсек), соответствует уже находящемуся там продукту;
• заправка автомобилей прекращена;
• сливное устройство автоцистерны исправно;
• двигатель автомобиля выключен (этот пункт актуален для тех случаев, когда нефтепродукт сливается в ТС самотеком или перекачивается насосом АЗС).

Если автоцистерна не опломбирована, оператор АЗС должен проверить уровень продукта по планке, установленной на горловине, и убедиться с помощью водочувствительной ленты, что в АЦ отсутствует вода. Оператору необходимо проверить соответствие данных, указанных в товаротранспортной накладной, с результатами проведенных измерений.

Также необходимо:

1. Взять пробу нефтепродукта для измерения его температуры. Помимо этого берется арбитражная проба, которая должна храниться еще в течение суток после продажи всего объема продукта.
2. Открыть задвижку в аварийный резервуар, в который собирается аварийно или случайно пролитый продукт.
3. Закрыть задвижку, которая блокирует возможность отведения поверхностных вод с площадки для АЦ в очистные сооружения.
4. Присоединить рукав цистерны к сливному устройству, а саму цистерну заземлить.
5. Передавать нефтепродукт из АЦ в резервуар только через фильтрующий элемент.

Технологические процессы хранения нефтепродуктов на АЗС

Чаще всего нефтепродукты на АЗС хранятся в двустенных стальных резервуарах, соответствующих нормативным требованиям, или фасованными в тару. Порядок хранения продуктов в емкостях должен быть организован так, чтобы их загрязнение или смешивание были исключены, потери сведены к минимуму, а качество полностью сохранено. В емкостях с бензином не должно быть подтоварной воды более установленного уровня, который обеспечивается конструкцией устройства для дренажа жидкости. Емкости могут заполняться нефтепродуктом не более чем на 95 % от их объема.

Ответственным за контроль и сохранение качественных характеристик нефтепродуктов является лицо, которое официально назначается распорядительным документом предприятия.

Для сохранения потребительских характеристик нефтепродукта необходимо:

• содержать резервуары, сливные устройства, топливораздаточные колонки исправными и чистыми;
• постоянно контролировать герметичность емкостей для хранения нефтепродуктов, технологических трубопроводных сетей, запорной арматуры, что позволяет исключить проникновение в них атмосферных осадков и грязи;
• придерживаться гарантийного срока хранения;
• соблюдать все требования нормативов.

Производственные операции на АЗС по выдаче нефтепродукта

Выдача и учет нефтепродуктов реализуется через ТРК или продажей фасованной продукции, образцы которой с ценами выставляют на специальных витринах.

Во время заправки автотранспорта необходимо соблюдать следующие условия:

• ТС, ожидающие заправку, должны располагаться так, чтобы в случае необходимости их можно было быстро эвакуировать с площади станции;
• расстояние между автомобилями в очереди – не менее 1 м;
• заправляться вне очереди могут ТС спецназначения – пожарная охрана, полиция, скорая помощь, аварийная служба газового хозяйства;
• двигатель автотранспорта во время заправки должен быть выключен, выключение и включение двигателя осуществляется на расстоянии не менее 15 м от колонки;
• аварийно или случайно пролитые нефтепродукты необходимо удалить в специальные емкости.

Контроль качества продукции, уровня пожарной и экологической безопасности на территории станции упрощает автоматизация этих процессов. Автоматические системы позволяют измерять уровень продукта в резервуаре, его температуру, плотность, давление, определять наличие и количество подтоварной воды.

Утверждена

Распоряжением ОАО «РЖД»

от 20 августа 2019 г. N 1791/р

ИНСТРУКЦИЯ

МЕТОДЫ, СРЕДСТВА И ПОРЯДОК ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА

НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ ТОВАРНО-УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ В ОАО «РЖД»

1. Общие положения

1.1. Настоящая инструкция «Методы, средства и порядок измерения количества нефтепродуктов при товарно-учетных операциях в ОАО «РЖД» (далее — Инструкция) устанавливает порядок 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 контроля эффективности использования топливных ресурсов.

Настоящая Инструкция обязательна для всех структурных подразделений ОАО «РЖД» (далее — структурное подразделение), работа которых связана с приемом, хранением, отпуском и использованием нефтепродуктов.

Применение настоящей Инструкции в дочерних и зависимых обществах 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 приемке нефтепродуктов от поставщиков из железнодорожных (автомобильных) цистерн в резервуары складов топлива, а также при приемке нефтепродуктов, поставляемых в таре (бочки, банки и др.) на склады топлива;

— при отпуске нефтепродуктов потребителям в железнодорожные (автомобильные) цистерны, а также в топливные баки подвижного состава и тару.

Оперативный контроль — определение количества нефтепродуктов при внутрипроизводственных технологических операциях (внутренний учет).

К оперативному контролю относят измерения массы:

— нефтепродукта (дизельного топлива) в топливных баках автономного тягового и специального подвижного состава (далее — АТПС и СПС), в т.ч. оборудованного бортовыми автоматизированными измерительными системами массы топлива;

— нефтепродукта при хранении в резервуарах наземного и подземного исполнения, с учетом остатков в технологических трубопроводах.

При наличии на складах топлива автоматизированной измерительной системы массы нефтепродуктов, внесенной установленным порядком в Федеральный информационный фонд по обеспечению единств измерения, учетные операции по измерению массы топлива осуществляются с применением данной системы.

1.3. Учет нефтепродуктов ведется в единицах массы (килограмм (кг), тонна (т)).

1.4. Система учета нефтепродуктов в структурном подразделении представляет собой совокупность правил, норм, а также технических средств, измерительных систем и средств измерений для получения достоверных данных о количестве нефтепродуктов и документального оформления результатов учетно-расчетных операций и оперативного контроля.

1.5. Перечень нормативных документов, на которые даны ссылки в настоящей Инструкции, приведен в приложении N 1.

2. Термины и обозначения

В настоящей Инструкции применены следующие термины и обозначения:

базовая высота резервуара — расстояние по вертикали от плоскости, принятой за начало отсчета, до верхнего края горловины резервуара или измерительной трубки;

вместимость резервуара — внутренний объем резервуара, который может быть наполнен жидкостью до определенного уровня;

градуировочная таблица — зависимость вместимости резервуара от уровня его наполнения при нормированном значении температуры нефтепродукта; градуировочную таблицу прилагают к свидетельству о поверке резервуара или сертификату о калибровке резервуара и применяют для определения объема находящегося в нем нефтепродукта;

измерительная система — совокупность измерительных, связующих, вычислительных компонентов, образующих измерительные каналы, и вспомогательных устройств (компонентов измерительной системы), функционирующих как единое целое, предназначенная для:

— получения информации о состоянии объекта с помощью измерительных преобразований в общем случае множества изменяющихся во времени и распределенных в пространстве величин, характеризующих это состояние;

— автоматизированной обработки результатов измерений;

— регистрации и индикации результатов измерений и результатов их автоматизированной обработки;

— преобразования этих данных в выходные сигналы системы в разных целях;

калибровка средств измерений — совокупность операций, выполняемых в целях определения действительных значений метрологических характеристик средств измерений;

калибровка резервуара — совокупность операций, выполняемых с целью определения и подтверждения действительных значений вместимости резервуара, не подлежащего государственному метрологическому контролю и надзору, составления и утверждения градуировочной таблицы;

косвенный метод динамических измерений массы продукта — метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в трубопроводах;

косвенный метод статических измерений массы продукта — метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в мерах вместимости (мерах полной вместимости);

косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе — метод, основанный на измерениях гидростатического давления и уровня продукта в мерах вместимости;

мера вместимости — средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу;

мера полной вместимости — средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны);

«мертвая» полость — нижняя часть резервуара, из которой нельзя выбрать жидкость, используя приемо-раздаточный патрубок;

методика (метод) измерений — совокупность конкретно описанных операций, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с установленными показателями точности;

плотность нефтепродукта при стандартных условиях — масса нефтепродуктов в единице объема при стандартных условиях (температура нефтепродукта 15 °C и избыточное давление 0 Па);

прямой метод динамических измерений массы продукта — метод, основанный на прямых измерениях массы продукта с применением массомеров в трубопроводах;

прямой метод статических измерений массы продукта — метод, основанный на прямых измерениях массы продукта статическим взвешиванием или взвешиванием в железнодорожных или автомобильных цистернах и составах в процессе их движения на весах;

поверка резервуара — совокупность операций, выполняемых аккредитованными в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации на проведение поверки средств измерений юридическими лицами с целью определения вместимости и градуировки резервуара, составления и утверждения градуировочной таблицы;

поверка средств измерений (далее — поверка) — совокупность операций, выполняемых в целях подтверждения соответствия средств измерений метрологическим требованиям;

резервуары — сосуды разнообразной формы (в том числе стационарная железнодорожная цистерна), применяемые для хранения и измерения объема нефтепродуктов;

средство измерений — техническое средство, предназначенное для измерений;

технологический нефтепродуктопровод — совокупность труб, соединенных между собой и с другими сборочными единицами и резервуарами структурного подразделения трубопроводной арматурой и соединительными деталями трубопроводов (фитингами). Технологический трубопровод предназначен для проведения технологических операций с поступающими, хранящимися и откачиваемыми (отпускаемыми) нефтепродуктами;

уровень нефтепродукта (высота наполнения) — расстояние по вертикали между плоскостью, принятой за начало отсчета, и свободной поверхностью жидкости, находящейся в резервуаре;

учетная операция — операция, проводимая поставщиком и потребителем или сдающей и принимающей сторонами, заключающаяся в определении массы продукта для последующих расчетов, при инвентаризации и арбитраже;

хранение — операция, проводимая на складах топлива, в техническом процессе, заключающаяся в определении приведенного объема или массы нефтепродуктов для последующих учетных операций;

федеральный государственный метрологический надзор — контрольная деятельность в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, осуществляемая уполномоченными федеральными органами исполнительной власти и заключающаяся в систематической проверке соблюдения обязательных требований обеспечения единства измерений, а также в применении установленных законодательством Российской Федерации мер за нарушения, выявленные во время надзорных действий;

АТПС — автономный тяговый подвижной состав (тепловозы, дизель-поезда, автомотрисы, рельсовые автобусы);

СПС (ССПС) (далее — СПС) — специальный (самоходный) подвижной состав (мотовозы, дрезины, железнодорожные строительные машины, оборудованные автономными двигателями).

3. Требования безопасности и охраны окружающей среды

3.1. Организация и производство работ проводятся в соответствии с утвержденными действующими правилами и нормативными документами:

— в области промышленной безопасности (Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов», утвержденные приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 7.11.2016 N 461);

— в области охраны труда («Правила по охране труда на складах (базах) топлива ОАО «РЖД» ПОТ РЖД-4100612-РЖДС-142-2018, утвержденные распоряжением ОАО «РЖД» от 12.11.2018 N 2393/р, а также другие действующие нормативные документы компании);

— в области пожарной безопасности (Свод правил СП 2.13130.2012 «Системы противопожарной защиты. Обеспечение огнестойкости объектов защиты», утвержденный приказом МЧС России от 21.11.2012 N 693, Федеральный закон «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» от 22.07.2008 N 123-ФЗ);

— в области соблюдения безопасной эксплуатации электроустановок («Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок», утвержденные приказом Минтруда России от 24.07.2013 N 328Н, «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей», VII-ое издание, 2016 г.);

— в области охраны окружающей среды (Федеральный закон N 7-ФЗ от 10.01.2002 «Об охране окружающей среды» и другие действующие законодательные акты на территории Российской Федерации).

3.2. Площадка, где установлены резервуары, должна содержаться в соответствии с санитарно-эпидемиологическими, экологическими требованиями, требованиями пожарной безопасности и быть оборудована первичными средствами пожаротушения. В целях недопущения попадания нефтепродуктов в окружающую среду резервуары должны быть герметичны и оборудованы крышками.

3.3. Перед проведением измерений и отбором проб необходимо проверить исправность лестниц и перил резервуара и заземление резервуара.

3.4. Лица, привлекаемые к выполнению измерений должны:

— соблюдать правила по охране труда и пожарной безопасности, установленные в структурном подразделении;

— пройти обучение и инструктаж по безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004-2015;

— выполнять измерения в специальной одежде и обуви в соответствии с ГОСТ 12.4.137-2001, ГОСТ 27574-87, ГОСТ 27575-87;

— периодически контролировать содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны, которое не должно превышать предельно-допустимых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005-88.

3.5. При измерении уровня и отборе проб нефтепродуктов через измерительный люк и осмотре резервуара необходимо:

— использовать одежду из тканей, не накапливающую заряды статического электричества и обувь с подошвой, не имеющей металлических накладок и гвоздей;

— применять пробоотборники и рулетки с грузом из искробезопасных материалов;

— использовать инструмент и приспособления, исключающие возникновение искрообразования при ударе.

3.6. Измерительный люк резервуара должен быть оборудован герметичной крышкой, исключающей образование искр.

3.7. При отборе проб запрещается слив нефтепродуктов в канализационные системы, водные объекты и на рельеф местности.

В случае пролива нефтепродуктов необходимо засыпать загрязненный участок опилками, песком или сорбентами.

После впитывания нефтепродуктов собрать загрязненные опилки, песок или сорбенты в контейнер для нефтезагрязненных отходов в целях последующего обезвреживания (размещения) данного вида отходов согласно природоохранному законодательству.

После проведения работ необходимо убедиться в том, что резервуар герметичен и люк резервуара закрыт в целях недопущения попадания нефтепродуктов в окружающую среду.

3.8. При отборе точечных проб через измерительный люк работники склада топлива должны находиться с наветренной стороны люка. Запрещается отбирать пробы нефтепродукта на открытом воздухе во время грозы.

3.9. Применяемые средства измерений, должны быть во взрывозащищенном исполнении и предназначены для эксплуатации на открытом воздухе.

3.10. Для освещения в темное время суток применять светильники во взрывозащищенном исполнении.

4. Основные требования к метрологическому обеспечению

средств измерений, используемых при учетных операциях

4.1. Перечень средств измерений и измерительных систем, подлежащих поверке при проведении учетно-расчетных операциях, приведен в приложении N 2 к настоящей Инструкции.

4.2. Основные требования к метрологическому обеспечению средств измерений и измерительных систем, используемых при учетно-расчетных операциях.

4.2.1. Средства измерений и измерительные системы, используемые при проведении учетно-расчетных операций с нефтепродуктами, находятся в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны быть утвержденного типа и подлежат поверке.

Результаты поверки средств измерений удостоверяются знаком поверки, и (или) свидетельством о поверке, и (или) записью в паспорте (формуляре) средства измерений, заверяемой подписью поверителя и знаком поверки.

4.2.2. Применяемые при учетно-расчетных операциях автоцистерны и железнодорожные цистерны утвержденного типа, должны быть поверены. Железнодорожные цистерны, кроме того, должны иметь градуировочные таблицы. Железнодорожные цистерны, информация по которым отсутствует в Государственном реестре средств измерений, должны иметь таблицы калибровки.

4.2.3. Железнодорожные цистерны поверяются по ПМГ 65-2003 с составлением градуировочных таблиц.

4.2.4. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов поверяются по ГОСТ 8.600 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.

Межповерочный интервал для автоцистерны определяется при утверждении ее типа.

4.3. Основные требования к метрологическому обеспечению средств измерений, используемых при оперативном контроле.

4.3.1. Средства измерений, используемые для определения количества нефтепродуктов в технологических операциях, включая резервуары и стационарные железнодорожные цистерны для хранения нефтепродуктов, не входят в сферу государственного регулирования обеспечения единства измерений и подлежат калибровке или могут подвергаться поверке в добровольном порядке.

Калибровку средств измерений, используемых при оперативном контроле массы нефтепродуктов, осуществляют подразделения метрологической службы ОАО «РЖД» или других юридических лиц, имеющих право на выполнение данного вида работ.

Межкалибровочный интервал для резервуаров определяется при утверждении их типа.

Резервуары подлежат внеочередной калибровке после проведения капитального ремонта и (или) при внесении конструктивных изменений, влияющих на их вместимость.

4.3.2. Результаты калибровки средств измерений оформляются сертификатом о калибровке, к которому прилагается протокол калибровки.

Горизонтальные и вертикальные резервуары поверяются по ГОСТ 8.346-2000 и ГОСТ 8.570-2000 соответственно.

Результаты поверки (калибровки) резервуаров оформляются свидетельством о поверке (калибровке), к которому прилагаются градуировочная таблица и протокол поверки (калибровки).

Подписи калибровщиков на протоколах калибровки и градуировочных таблицах заверяются оттисками калибровочных клейм. Градуировочные таблицы согласовывает руководитель подразделения метрологической службы ОАО «РЖД» или юридического лица, производившего калибровку резервуара, и утверждает руководитель структурного подразделения на балансе которого находится резервуар.

При поверке (калибровке) резервуара определяется базовая высота резервуара, которая указывается в протоколе поверки (калибровки).

Резервуары подлежат внеочередной поверке (калибровке) после проведения капитального ремонта и/или при внесении конструктивных изменений, влияющих на их вместимость.

4.4. В периоды между поверкой (калибровкой) резервуара комиссия, назначенная приказом по структурному подразделению, на балансе которого находится резервуар, ежегодно измеряет его базовую высоту.

Результаты измерений базовой высоты резервуара оформляют актом (приложение N 3), который согласовывается руководителем подразделения метрологической службы ОАО «РЖД» или метрологической службы юридического лица, производившей измерения, и утверждается руководителем структурного подразделения, назначившего комиссию.

Акты ежегодных измерений базовой высоты резервуара прилагаются к свидетельству о поверке (сертификату о калибровке).

При изменении базовой высоты по сравнению с ее значением, установленным при поверке (калибровке) резервуара, более чем на 0,1% проводят корректировку градуировочной таблицы резервуара путем внеочередной поверки (калибровке) резервуара.

4.5. Измерительные системы, используемые при оперативном контроле массы нефтепродуктов (автоматизированные системы АТПС, СПС) не входят в сферу государственного регулирования обеспечения единства измерений и подлежат калибровке или могут подвергаться поверке в добровольном порядке.

4.6. Вместимость трубопроводов определяется геометрическим методом по МИ 2800-2003.

Определение вместимости трубопроводов проводится с периодичностью не реже одного раза в 5 лет.

При изменении схемы трубопровода, его длины или диаметра одновременно производится внеочередное определение его вместимости.

Измерения выполняет комиссия, назначенная приказом по структурному подразделению, на балансе которого находится склад топлива с трубопроводом. В состав комиссии включают представителей метрологической службы ОАО «РЖД» или представители специализированных организаций.

Результаты определения вместимости трубопровода оформляют актом, который утверждается руководителем структурного подразделения, сформировавшего комиссию.

4.7. Ответственность за соблюдение периодичности поверки и калибровки средств измерений, содержание в рабочем состоянии средств измерений, соблюдение методик измерений возлагается на руководителей структурных подразделений, на балансе которых находятся эти средства измерений.

4.8. Замеры фактической массы нефтепродуктов производит сливщик-разливщик склада топлива, который должен иметь квалификацию товарного оператора не ниже 4-го разряда, обученный выполнению измерений для определения массы нефтепродуктов по соответствующим методикам, умеющий применять используемые средства измерений, вспомогательные устройства и технологические средства.

5. Методы измерений массы нефтепродукта

5.1. Прямой метод статических измерений.

5.1.1. При прямом методе статических измерений массу нефтепродуктов в транспортных средствах и таре определяют по результатам взвешивания на весах.

5.1.2. Массу нефтепродукта в железнодорожных цистернах определяют по результатам взвешивания на вагонных весах в соответствии с МИ 1953-2017.

При статическом взвешивании железнодорожных цистерн применяются вагонные весы по ГОСТ 53228-2008, при взвешивании в движении — по ГОСТ 8.647-2015.

5.1.3. Для взвешивания нефтепродуктов в таре применяют весы неавтоматического действия среднего класса точности по ГОСТ OIML R 76-1-2011 и ГОСТ Р 53228-2008.

Массу нефтепродукта определяют как разность между массой «брутто» и массой тары.

5.2. Косвенные методы измерений массы нефтепродукта.

5.2.1. Косвенными методами измерений определяется масса нефтепродукта по его объему и плотности при одинаковых условиях или приведенных к одним условиям (температуре) как произведение этих величин.

5.2.2. При косвенном методе статических измерений массу нефтепродукта определяют по результатам измерений: уровня, нахождения его объема в градуированных вертикальных и горизонтальных резервуарах, железнодорожных цистернах, баках АТПС 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 N 4.

Допускается применение других аналогичных по назначению средств измерений, допущенных к применению в установленном порядке с метрологическими характеристиками не хуже указанных в приложении N 4.

5.2.3. При косвенном методе динамических измерений массу, нефтепродукта определяют при его отпуске на АТПС и СПС по результатам измерений: объема нефтепродукта — с помощью счетчиков жидкости (на пунктах экипировки, автозаправщиках) и плотности — в отобранных пробах нефтепродукта.

5.2.4. 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.

5.3. 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 200 т и более;

0,65% — при измерении массы нефтепродукта до 200 т.

6. Порядок измерений при приемке нефтепродуктов

6.1. Порядок измерения массы жидкого нефтепродукта при их приемке из железнодорожных цистерн.

6.1.1. Измерения массы нефтепродуктов при их приемке из железнодорожных цистерн на склад топлива выполняет комиссия в составе: работников склада топлива, работника химико-технической лаборатории (при отсутствии лаборатории — работника, прошедшего специальное обучение), приемосдатчика станции (по согласованию с региональной дирекцией управления движением). Комиссия проверяет наличие пломб, их номера на соответствие с указанными в сопроводительных документах (накладными), и затем проводит измерение фактического наличия нефтепродуктов в каждой цистерне.

6.1.2. 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 1953-2017. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн не должны превышать 0,4% (в соответствии с приказом Минэнерго России от 15.03.2016 N 179).

6.1.3. 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 (в соответствии с приказом Минэнерго России от 15.03.2016 N 179):

1% — для составов общей массой до 1000 т;

2,5% — для составов общей массой 1000 т и более.

6.1.4. 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;

— рассчитывают массу нефтепродукта;

— составляют «Акт о приемке топлива и нефтепродуктов» формы N ФМУ-7 (далее — акт формы ФМУ-7);

— результаты расчета массы нефтепродуктов вносят в «Ярлык по замеру нефтепродуктов» формы N ФМУ-8;

— оформляют «Журнал учета поступающего топлива и нефтепродуктов» формы N ФМУ-5 (далее — журнал формы ФМУ-5);

— регистрируют результаты измерений плотности в Журнале формы ТУ-155.

6.1.5. Порядок выполнения указанных в п. 6.1.4. измерений и обработки результатов измерений приведен в «Методике измерения массы нефтепродуктов в железнодорожных цистернах косвенным методом статических измерений на объектах ОАО «РЖД» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений от 30.10.2018 N 208-18-18/01.00225-2011), введенной в действие распоряжением ОАО «РЖД» от 28.01.2019 N 133/р.

6.2. Порядок измерения массы нефтепродукта в транспортных средствах и таре.

6.2.1. Массу нефтепродукта в транспортных средствах и таре определяют прямым методом статических измерений путем взвешивания на весах.

6.2.2. Для взвешивания нефтепродуктов в таре применяют весы неавтоматического действия среднего класса точности по ГОСТ OIML R 76-1-2011 и ГОСТ Р 53228-2008.

6.2.3. Масса взвешиваемого нефтепродукта с тарой («брутто») не должна превышать грузоподъемности весов. Для снижения влияния внешних условий на погрешность измерения весовые устройства должны быть защищены от ветра и осадков.

6.2.4. Взвешивание в таре может производиться поштучно и групповым способом, который применяется при отпуске односортных нефтепродуктов.

6.3. Факт слива (выгрузки) нефтепродукта из цистерн в резервуары склада топлива подтверждается подписью работника базы топлива в акте формы ФМУ-7, а результаты расчета массы нефтепродуктов — подписями членов комиссии по приемке нефтепродукта в «Ярлыке по замеру нефтепродуктов» формы N ФМУ-8.

6.4. При наличии на складах топлива автоматизированной системы учета топлива измерение уровня, плотности, температуры и массы принятых нефтепродуктов осуществляют с применением данной системы.

7. Порядок измерений при хранении нефтепродуктов

7.1. 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.

7.2. При измерении массы нефтепродукта выполняют операции в следующем порядке:

— измеряют уровень нефтепродукта в резервуаре;

— измеряют уровень подтоварной воды комиссионно (не реже одного раза в месяц);

— определяют уровни отбора точечных проб;

— отбирают точечные пробы нефтепродукта на заданном уровне;

— измеряют плотность и температуру нефтепродукта в отобранных точечных пробах;

— рассчитывают массу нефтепродукта;

— вносят результаты замеров и расчетов в «Ярлык по замеру нефтепродуктов» формы N ФМУ-8.

7.3. Порядок выполнения указанных в п. 7.2. измерений и обработки результатов измерений приведен:

— для вертикальных резервуаров в «Методике измерения массы нефтепродуктов в резервуарах вертикальных стальных косвенным методом статических измерений на объектах ОАО «РЖД» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений от 30.10.2018 N 208-016-18/01.00225-2011), введенной в действие распоряжением ОАО «РЖД» от 28.01.2019 N 133/р;

— для горизонтальных резервуаров в «Методике измерения массы нефтепродуктов в резервуарах горизонтальных стальных косвенным методом статических измерений на объектах ОАО «РЖД» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений от 30.10.2018 N 208-017-18/01.00225-2011), введенной в действие распоряжением ОАО «РЖД» от 28.01.2019 N 133/р.

7.4. Результаты измерений объема нефтепродуктов ежесуточно регистрируются работником склада топлива в «Журнале передачи остатков топлива согласно показаниям счетчика по смене между материально-ответственными лицами» формы N ФМУ-80.

7.5. При наличии на складах топлива измерительной системы топлива измерение массы нефтепродуктов, находящихся в резервуаре, осуществляют с применением данной системы (контролируются: уровень, температура, плотность, уровень подтоварной воды, масса).

8. Порядок измерений при отпуске нефтепродуктов

8.1. Для расчета массы отпущенных нефтепродуктов при экипировке АТПС и СПС определяют их плотность по ГОСТ 3900-85 в пробе, отобранной по ГОСТ 2517-2012 в переносной пробоотборник из раздаточного устройства, и объема по показаниям счетчиков жидкости топливо- и маслораздаточных колонок.

Периодичность отбора проб и порядок действий перед определением плотности и температуры нефтепродукта, отпускаемого по объемным показаниям счетчиков жидкости, устанавливается технологической документацией работы топливного склада, оформленной в соответствии с распоряжением ОАО «РЖД» от 13.03.2017 N 455р «Об утверждении типового технологического процесса работы топливных складов

Порядок отбора проб нефтепродукта, измерений его температуры и плотности и обработки результатов измерений приведен в «Методике измерения массы нефтепродуктов косвенным методом динамических измерений с помощью установок УТЭД на объектах ОАО «РЖД» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений от 30.10.2018 N 208-19-18/01.00225-2011), введенной в действие распоряжением ОАО «РЖД» от 28.01.2019 N 133/р.

8.2. Результаты измерений массы отпущенных нефтепродуктов с указанием значения плотности при экипировке АТПС и СПС работник склада топлива вносит в квитанцию по отпуску нефтепродуктов формы ФМУ-25 и в сформированную с использованием программного модуля Справку-акт «О количестве дизельного топлива при экипировке тепловоза (МВПС)», в маршрут машиниста (маршрутный лист машиниста), ведомость учета дизельного топлива и электроэнергии на локомотивах и МВПС формы ТХУ-3.

8.3. При наличии на пунктах экипировки топливораздаточных установок, обеспечивающих измерение нефтепродуктов при их отпуске на АТПС и СПС в единицах массы, результаты измерений заносят в маршрутный лист машиниста или ведомость учета дизельного топлива и электроэнергии на локомотивах и МВПС и бортовой журнал формы ТУ-152 в единицах массы, кг.

Контроль за правильностью внесения в маршруты машиниста (маршрутные листы машинистов) или в ведомость учета дизельного топлива и электроэнергии на локомотивах и МВПС данных о результатах измерений объема, плотности, массы нефтепродукта, отпущенного на пунктах экипировки, возложен на Центры оперативно-технического учета.

8.4. 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 принимается плотность нефтепродукта, измеренная на пункте экипировки при перекачке нефтепродуктов в автоцистерну.

9. Порядок измерений при использовании топлива в работе

АТПС и СПС локомотивными бригадами

9.1. Учет дизельного топлива в баке АТПС и СПС осуществляют при оперативном контроле, при приеме и сдаче рабочей смены машинистами подвижного состава и экипировке топливом (с записью результатов измерений в бортовом журнале формы ТУ-152, маршруте машиниста или ведомости учета дизельного топлива и электроэнергии на локомотивах и МВПС).

9.2. Объем дизельного топлива в топливном баке АТПС и СПС, не оборудованных автоматизированными системами его учета, определяют по градуированным топливомерным рейкам и стеклам в соответствии с распоряжением ОАО «РЖД» от 10.10.2016 N 2061р.

9.3. Измерение объема дизельного топлива в баке по градуированным топливомерным рейкам и стеклам производят на прямом горизонтальном участке пути (с уклоном не более 0,01).

9.4. Градуированная рейка является принадлежностью топливного бака АТПС и СПС. Градуировка реек производится заводами-изготовителями. После каждого капитального ремонта и вызванного в связи с этим возможного изменения вместимости бака должна производиться повторная ее градуировка.

Интервал градуировки мерной рейки составляет 50 дм³ (л).

На каждой рейке должны быть нанесены следующие обозначения:

— номер тепловоза (или СПС);

— номер секции тепловоза (А, Б, В);

— оцифрованная разметка шкалы в дм³ (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 АТПС; при проведении среднего ремонта — для СПС) проверке на соответствие чертежным размерам.

9.5. Измерения объема проводят при установившемся уровне дизельного топлива. Рейку опускают вертикально до упора в днище бака.

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.

9.6. Массу дизельного топлива M, кг, в баке АТПС и СПС определяют по формуле:

,

где V — значение объема дизельного топлива в баке АТПС и СПС, измеренного по шкале рейки или стекла, дм³;

— плотность нефтепродукта, кг/м³.

9.7. При наличии на АТПС и СПС автоматизированных систем учета дизельного топлива (АСК, КВАРТА, АПК «Борт» и др.), учет дизельного топлива в баке осуществляют с применением этих систем, в соответствии распоряжением ОАО «РЖД» от 31.12.2014 N 3225р.

Пределы допускаемой, относительной погрешности измерения массы дизельного топлива не должны превышать 0,65%.

10. Применение результатов измерений

10.1 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.

10.2. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приемке и хранении установлен приказом Минэнерго России от 16.04.2018 N 281 «Об утверждении норм естественной убыли нефтепродуктов при хранении», а при транспортировке — приказом Минэнерго России N 1035, Минтранса России N 412 от 15.11.2018 «Об утверждении норм естественной убыли нефти и нефтепродуктов при перевозке железнодорожным, автомобильным, водным видами транспорта и в смешанном железнодорожно-водном сообщении».

Списание нефтепродуктов в пределах норм естественной убыли до установления факта недостачи запрещается.

Приложение N 1

к инструкции «Методы, средства

и порядок измерения количества

нефтепродуктов при товарно-учетных

операциях в ОАО «РЖД»

НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ <1>, НА КОТОРЫЕ ДАНЫ ССЫЛКИ

В НАСТОЯЩЕЙ ИНСТРУКЦИИ

———————————

<1> Примечание — При пользовании настоящей инструкцией следует проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящей инструкции следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

Федеральный закон от 10.01.2002 N 7-ФЗ «Об охране окружающей среды».

Федеральный закон от 22.07.2008 N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».

Приказ Минэнерго России от 16.04.2018 N 281 «Об утверждении норм естественной убыли нефтепродуктов при хранении.

Приказ Минэнерго России N 1035, Минтранса России N 412 от 15.11.2018 «Об утверждении норм естественной убыли нефти и нефтепродуктов при перевозке железнодорожным, автомобильным, водным видами транспорта и в смешанном железнодорожно-водном сообщении».

Приказ МЧС России от 21.11.2012 N 693 «Об утверждении свода правил «Системы противопожарной защиты. Обеспечение огнестойкости объектов защиты».

Приказ Минтруда России от 24.07.2013 N 328н «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок».

Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 7.11.2016 N 461 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов».

ГОСТ OIML R 76-1-2011 Межгосударственный стандарт. Государственная система обеспечения единства измерений. Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания.

ГОСТ Р 53228-2008 Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания.

ГОСТ Р 8.598-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Весы для взвешивания железнодорожных транспортных средств в движении. Методика поверки.

ГОСТ 12.0.004-2015. Межгосударственный стандарт. Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.

ГОСТ 12.1.005-88. Межгосударственный стандарт. Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

ГОСТ 12.4.137-2001. Межгосударственный стандарт. Обувь специальная с верхом из кожи для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия.

ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия.

ГОСТ 2517-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

ГОСТ 27574-87. Межгосударственный стандарт. Костюмы женские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий. Технические условия.

ГОСТ 27575-87. Межгосударственный стандарт. Костюмы мужские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий. Технические условия.

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

ГОСТ 400-80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия.

ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия.

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 8.321-2013 Государственная система обеспечения единства измерений. Уровнемеры промышленного применения. Методика 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 8.600-2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки.

ГОСТ 8.647-2015 Межгосударственный стандарт. Государственная система обеспечения единства измерений. Весы вагонные автоматические. Часть 1. Метрологические и технические требования. Методы испытаний.

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 4000-001 31318902 Система измерения массы светлых нефтепродуктов УИП-9602.

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 1953-2017 Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса грузов при бестарных перевозках. Методика выполнения измерений весами и весовыми дозаторами (утв. ФГУП «СНИИМ» 28.02.2017).

МИ 2800-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Вместимость технологических нефтепродуктопроводов. Методика выполнения измерений геометрическим методом.

МИ 2996-2006 Государственная система обеспечения единства измерений. Термометры цифровые малогабаритные ТМЦ 9410. Методика поверки.

ПМГ 65-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Цистерны железнодорожные. Общие требования к методикам поверки объемным методом.

Распоряжение ОАО «РЖД» от 31.12.2014 N 3225р «Об утверждении инструкции по учету дизельного топлива на локомотивах и моторвагонном подвижном составе, оборудованных автоматизированными системами его учета».

Распоряжение ОАО «РЖД» от 10.10.2016 N 2061р «Об утверждении инструктивных указаний по совершенствованию учета дизельного топлива на локомотивах и моторвагонном подвижном составе, не оборудованных автоматизированными системами его учета».

Распоряжение ОАО «РЖД» от 13.03.2017 N 455р «Об утверждении типового технологического процесса работы топливных складов».

Распоряжение ОАО «РЖД» от 28.01.2019 N 133/р «О введении в действие методик измерений количества нефтепродуктов при учетных операциях в ОАО «РЖД»

Приложение N 2

к инструкции «Методы, средства

и порядок измерения количества

нефтепродуктов при товарно-учетных

операциях в ОАО «РЖД»

ПЕРЕЧЕНЬ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ

ПРИ УЧЕТНО-РАСЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ И ПОДЛЕЖАЩИХ ПОВЕРКЕ

Приложение N 3

к инструкции «Методы, средства

и порядок измерения количества

нефтепродуктов при товарно-учетных

операциях в ОАО «РЖД»

ФОРМА АКТА ИЗМЕРЕНИЙ БАЗОВОЙ ВЫСОТЫ РЕЗЕРВУАРА

Таблица N 2 — Базовая высота резервуара.

Относительное изменение базовой высоты резервуара , %, вычисляется по формуле:

,

где — среднее арифметическое значение результатов двух измерений базовой высоты резервуара;

— значение базовой высоты резервуара, установленное при его поверке.

Вывод — требуется (не требуется) корректировка градуировочной таблицы.

Приложение N 4

к инструкции «Методы, средства

и порядок измерения количества

нефтепродуктов при товарно-учетных

операциях в ОАО «РЖД»

ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ

УСТРОЙСТВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ КОСВЕННЫХ МЕТОДАХ

ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТОВ