makzym

Добрый день! Спасибо за комментарии. А если применить указанную практическую цифровую ситуацию к взаимоотношениям "поставщик-покупатель", где 100 тонн - это данные отгрузочных документов поставщика, а 95 тонн - это данные замеров при приемке топлива. 1. В части утвержденного Регламента - достаточно ли будет описать все шаги от выполнения методики измерения до порядка оформления оргвыводов в договоре между поставщиком и покупателем? Или для целей приемки и взаимодействия с поставщиками предприятию необходимо специально заказывать методику проведения измерений при приемке топлива, согласовывать ее, регистрировать, а потом говорить поставщику что мы будем работать только по ней? Выбор поставщиков невелик и нас могут просто "послать". А топливо очень нужно для ппроизводства и в больших количествах. 2. Допустим мы замерили 95 тонн, но погрешность говорит о диапозоне от 94,287 до 95,713 т. С горем пополам поставщик согласен с тем, что привез не 100 тонн, как по документам, и идет на компромис. Естественно, мы (покупатели) заинтересованы в меньшей цифре (94,287), а поставщик в большей (95,713). На еще один компромис он не пойдет (читай выше, практически монополист в регионе). И как быть в этой ситуации? Стараться договориться на среднее, т.е. на то, что замерили?

А где эти документы скачать можно? Не могу найти в инете..

А насколько вообще законна и, главное, достоверна эта методика для РВС?

Есть такой документ «РМГ 86-2009 «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта. Основные положения». 1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП ВНИИР) 2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии 3 ПРИНЯТЫ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 36 от 26 января 2009 г.) Прописана методика измерения уровня "по пустоте" в случае сверхнормативного отклонения базовой высоты Непосредственно методика: 11.1.1.2 Измерения уровня нефти измерительной рулеткой Ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо. Проверяют базовую высоту резервуара как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка. Полученный результат сравнивают с известным (паспортным) значением базовой высоты, нанесенной на резервуаре. 11.1.1.3 Если базовая высота (Нб) отличается от полученного результата более чем на 0,1 % Нб, выясняют причину изменения базовой высоты и устраняют ее в кратчайшие сроки. Базовую высоту резервуара измеряют не менее чем один раз в год. На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара. 11.1.1.4 Определение уровня нефти по высоте пустоты резервуара с помощью измерительной рулетки Опускают ленту рулетки с грузом медленно до погружения груза в нефть, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн. Первый отсчет (верхний) берут по рулетке на уровне риски планки измерительного люка. Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью (нижний отсчет). Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм. Измерения высоты пустоты в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение. Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений. Высоту пустоты находят как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке. Уровень нефти в резервуаре определяют вычитанием полученного значения высоты пустоты из паспортного значения базовой высоты резервуара. Насколько актуальна такая методика для РГС? Применяли только для РВС

Добрый день! Прошу пояснить как в практической деятельности компании можно применять уситановленные погрешности измерния массы? Например в ситуации с инвентаризацией: по учету 100 тонн, намеряли в резервуарах 95 тонн. Расхождения 5 тонн. Эти 5 тонн - уже недостача или можно применить погрешеность 0,75%? Если применить можно, то к какой величине: - к замереной массе 95 тонн и получив 95*0,75%=0,7125, уменьшит расхождения и сказать, что у нас недостача 5 - 0,7125 = 4,2875 тонн - к разнице между учетом и замером 5*0,75% = 0,0375, уменьшит расхождения и сказать, что у нас недостача 5 - 0,0375 = 4,9625 тонн Если эти погрешности не применяются в данной ситуации, то для каких целей они приводятся в ГОСТе?

А каким нормативным актом установлены эти требования? По факту так и делаем. Столько схем придумано на АЦ для воровства топлива, что топливо по планку еще ничего не гарантирует.

"Далее - как быть с несливаемым остатком? Есть ли он? Как и чем определяется? По какому документу?" Вот по этому вопросу какие будут мнения? Если на суда, которые перевозят нефтепродукт, нет ни схем трубопроводов ни вообще понимания того, сколько там может оставаться? У нас тоже проблема с недостачами после перевозки аналогично поднятой здесь. Приемка по танкерам, а потом после замеров в резервуарах склада посоле раскачки вылезает недостача. Грешим на первозчиков, которые предположительно недостачу оставляют в трубопроводах

Нашел, спасибо!

Спасибо! Еще бы знать на каком ресурсе можно ознакомится с полной версией...

для информации

Добрый день! Для меня этот вопрос тоже актуален: каким образом при отгрузке/приемке танкеров с топливом учитывать поправки на дифферент, крен судна? Отгрузка и приемка осуществляется по замерам в танках судна.

для информации

для информации

для информации

для информации