Перейти к контенту

makzym

Пользователи
  • Число публикаций

    33
  • Регистрация

  • Последнее посещение

Весь контент пользователя makzym

  1. 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?
  2. А где эти документы скачать можно? Не могу найти в инете..
  3. А насколько вообще законна и, главное, достоверна эта методика для РВС?
  4. 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
  5. 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?
  6. makzym

    Наполнение автоцистерны

    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.
  7. "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
  8. makzym

    Методика измерений в танках судна

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

    Наполнение автоцистерны

    для информации
  10. makzym

    Методика измерений в танках судна

    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.
  11. makzym

    Погрешность двух измерений

    для информации
  12. makzym

    Объём Жидкости

    для информации
  13. makzym

    Приемка нефтепродуктов

    для информации
  14. Марсель Хасанович! Извините за наглость, но Вы не могли бы посоветовать такую аккредитованную организацию на Дальнем Востоке? Или хотя бы ссылку на сайт полезный, где можно найти их перечень. Если Вас не затруднит...
  15. Эх, Ваши бы слова, Марсель Хасанович, да каждому бы в уши и суть в разум...Понял Вас. Спасибо за пояснения!
  16. Спасибо за пояснения, Марсель Хасанович! Все понятно
  17. Правильно ли я понимаю, что разработку этой методик можно заказать либо специализированной организации, либо сделать самостоятельно (руководствуясь нормативкой) и потом утвердить ее? А если разработать методику самостоятельно, включить ее в договор, нигде не утверждать. Т.е. использовать ее только в отношениии двух конкретных субъектов - поставщика и покупателя. Так возможно? Не уверен, что у наших порставщиков есть какие либо аттестованные методики. Все руководствуются общими правилами (ГОСТ, инструкции и т.п.)Все таки как мне кажется если в договоре указано, что приемка по количеству осуществляется по данным резервуара покупателя, то сколько я приму за столько и оплачу. К тому же представитель поставщика как правило присутствует при приемке и совместно производит измерения + независимые сюрвейеры. В любом случае спасибо за потраченное время, Марсель Хасанович!
  18. Поясните пожалуйста: 1. "По измереной высоте налива продукта в мере вместимости из градуировочной таблицы меры определяем объём меры вместимости при температуре 20 гр.С." - у меня есть единственная градуировочная таблица на резервуар, есть замеренная высота взлива в см. Для приведения к 20С нужна какая то отдельная таблица или достаточно имеющейся, просто нужно применить какой то коэффициент приведения? 2. "(альфа ст + альфа s)" - у нас стальные резервуары, значит Vt=V20 (1,0000375)(замеренная температура продукта -20) Верно получается?
  19. Это цитаты не из ГОСТ 8.595-2004, а из Инструкции Госкомнефтепродукта СССР от 15 августа 1985 г. N 06/21-8-446 (далее - Инструкция о порядке учета нефтепродуктов). Марсель Хасанович! У меня аналогичный вопрос, хотелось бы услышать Ваше мнение: На нефтебазе при отгрузке судов используют "косвенный метод статических измерений массы продукта"(замеры на судне или на нефтебазе). Полученные значения количества указываются в коносаменте и судно плывет к нам. При приемке также используется "косвенный метод статических измерений массы продукта"(замеры на нефтебазе). Учитывая то, что методы измерения в нашем понимании РАВНОЦЕННЫЕ, мы не применяем никаких погрешностей при приемке, так как в вышеупомянутой Инструкции (п.3.4) указано, что "Претензия поставщику предъявляется во всех случаях превышения недостачи поступивших нефтепродуктов над естественной убылью, если поставщиком и получателем применялся равноценный метод измерения количества". Про погрешности в этом пункте ничего не указано. Для списания недостач (а они возникают постоянно), мы используем только естественную убыль. Остальное предъявляем перевозчику как недостачу. Правильно ли мы поступаем? Правильно ли я понимаю, что если бы отгружали по счетчику, а принимали по замерам, то эти методы уже не равноценные и нужно учитывать погрешность измерения массы при приемке? Какую в этом случае нужно применять погрешность: которая указана на градуировочной таблице резервура (у нас 0,2%) или которые указаны в ГОСТ Р 8.595-2004 (0,5% (от 120 т и более) и 0.65% (до 120 т). Очень надеюсь на то, что Вы найдете время для ответа на мои вопросы. Учет ГСМ очень сложная наука без внятного понимания метрологических особенностей...
  20. Коллеги! А где можно взять непосредственно файл с программой?
  21. Вообще, как правило, метрологи не рекомендуют производить измерения в начале шкалы из-за бОльшей погрешности. Согласен с тем, что неровности дна на большей высоте меньше сказываются. Если Вы приняли уровень "20" за ноль, то зачем Вы пользуетесь реальной величиной (17 т)? Отсчитывайте от 20-ти, а то, что это 17 держите в уме. Но Вам придется держать зеркало на уровне "20" постоянно. Мне кажется, в Вашем вопросе есть ответ. Или Вы хотите спросить, что делать если устранить отклонение невозможно? Если бы это был бы маленький и дешевый прибор, то его надо было бы списать и выбросить. Для больших и дорогих емкостей, я думаю, надо составить новые тарировочные таблицы. Видимо так же, как составляются тарировочные таблицы. Думаю, должен, иначе результатам нельзя верить. В правилах сказано - по береговым, значит, береговым. Их принимают за эталон. Про погрешность Вы уже спрашивали в п.1. Думаю, зря сомневаетесь. Мне не совсем понятно, как Вы определяете усредненную плотность. Она должна зависеть от конкретных объемов каждого топлива. Может быть, здесь собака зарыта?P.S. Не судите строго мои ответы, это просто взгляд со стороны. Может быть, здесь есть профессионалы, они что-нибудь подскажут уже основываясь на своем опыте и знаниях. 1. Мне для последующих операций внутри предприятия (отпуск, инвентаризации) нужно понимать сколько РЕАЛЬНО у меня топлива. Зная, что таблица из-за хлопунов врет я смогу корректировать для внутрених целей остаток в емкости. 2. Я с Вами согласен. Мероприятия по устранению уже запланированы, но сейчас сделать это невозможно: приджется весь резервуарный парк выводить из эксплуатации. Это по ппроизводственным причинам невозможно. Только следующий год, когда поступления не будет. Пока будем мерять по пустоте... 3. Согласен. Только непонятно как этот коэффициент применяется и какими нормами регламентирован. Что бы предъявлять сюрвейеру нужно понимать на основании чего 4. Про погрешность я уже ответил в п.1.1 5. Возможно. Еще подумаю, почитаю...Сюрвейер тут еще програмку для расчета усредненной плотности подкинул...Действительно, завязана на объемах... Спасибо Вам большое за участие!
×
×
  • Создать...