|двигателей | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|9. Топливо |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |
|авиационное для | | | | | | | | | | | | |
|турбинных | | | | | | | | | | | | |
|двигателей | | | | | | | | | | | | |
|(нафтил) | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|10. Топлива |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |1 |1 |1 |0 |1 |
|дизельные | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|11. Топливо |0 |0 |0 |0 |0 |0 |1 |1 |1 |1 |1 |1 |
|нефтяное для | | | | | | | | | | | | |
|газотурбинных | | | | | | | | | | | | |
|установок, | | | | | | | | | | | | |
|печное бытовое | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|12. Топлива |0 |0 |3 |0 |3 |3 |3 |3 |3 |3 |3 |3 |
|моторные | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|13. Мазуты |5 |0 |5 |5 |5 |3 |5 |5 |5 |5 |3 |5 |
|малосернистые | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|14. Мазуты |5 |0 |5 |5 |5 |5 |5 |5 |5 |5 |3 |5 |
|сернистые, | | | | | | | | | | | | |
|высокосернистые | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|15. Мазуты |0 |0 |3 |3 |3 |3 |3 |3 |3 |3 |3 |3 |
|флотские | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|16. Керосины |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |1 |
|осветительные | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|17. Керосины для|0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |1 |0 |1 |
|технических | | | | | | | | | | | | |
|целей | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|18. Смола |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |1 |1 |1 |0 |1 |
|нефтяная типа Е | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|19. Сырье для |0 |0 |4 |1 |3 |3 |3 |3 |4 |4 |3 |4 |
|пиролиза | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|20. Присадки |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|21. Масла 1-й |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |
|группы | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|22. Масла 2-й |0 |0 |1 |0 |0 |0 |0 |0 |1 |0 |0 |1 |
|группы | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|23. Масла 3-й |0 |0 |1 |0 |1 |1 |0 |0 |1 |1 |0 |1 |
|группы | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|24. Масла осевые|0 |0 |2 |2 |3 |3 |0 |0 |3 |3 |3 |3 |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|25. Сырье для |5 |5 |5 |0 |5 |5 |3 |3 |5 |4 |3 |5 |
|производства | | | | | | | | | | | | |
|битумов, битумы | | | | | | | | | | | | |
|дорожные жидкие | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|26. Битумы |5 |5 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |0 |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|27. Сырье для |0 |0 |5 |3 |2 |2 |2 |2 |3 |4 |3 |3 |
|производства | | | | | | | | | | | | |
|сажи | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|28. Кислоты |3 |0 |3 |3 |3 |3 |3 |3 |3 |3 |2 |3 |
|нефтяные, | | | | | | | | | | | | |
|эмульсолы, | | | | | | | | | | | | |
|деэмульгаторы, | | | | | | | | | | | | |
|связующее | | | | | | | | | | | | |
|литейное | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|29. |0 |0 |0 |1 |3 |0 |3 |3 |1 |1 |0 |1 |
|Пенообразователи| | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|30. Лакойль, |0 |0 |3 |3 |2 |4 |2 |2 |2 |3 |1 |2 |
|пирополимеры | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|31. Парафины |0 |0 |0 |0 |0 |0 |3 |3 |1 |1 |1 |1 |
|нефтяные твердые| | | | | | | | | | | | |
|(кроме парафинов| | | | | | | | | | | | |
|для пищевой | | | | | | | | | | | | |
|промышленности),| | | | | | | | | | | | |
|петролатум, гач | | | | | | | | | | | | |
|и церезин | | | | | | | | | | | | |
|неочищенные, | | | | | | | | | | | | |
|защитный воск | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|32. Парафины |0 |0 |0 |0 |0 |0 |1 |3 |0 |0 |0 |0 |
|нефтяные жидкие | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|33. Нефть |3 |0 | 4 |3 |3 |3 |5 |5 |5 |3 |3 |5 |
| | | |5(*) | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|34. |0 |0 |1 |1 |1 |1 |1 |1 |1 |5 |3 |1 |
|Нефтепродукты | | | | | | | | | | | | |
|отработанные | | | | | | | | | | | | |
|групп ММО, МИО | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|35. |0 |0 |5 |5 |5 |5 |5 |5 |5 |5 |5 |5 |
|Нефтепродукты | | | | | | | | | | | | |
|отработанные | | | | | | | | | | | | |
|группы СНО | | | | | | | | | | | | |
|----------------+-------+------+-------+--------------+-------+--------+--------+-------+-----+------+-------+-------|
|36. Конденсат |3 |0 |5 |3 |3 |3 |5 |5 |5 |3 |3 |5 |
|газовый | | | | | | | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Условные обозначения:
0 - налив запрещен;
1 - удалить остаток, промыть под давлением горячей водой с
нефтяным растворителем или с моющим веществом (или пропарить) и
просушить котел цистерны; при наливе нефтепродуктов, указанных в
п.п. 8 и 9, протереть котел цистерны хлопчатобумажной тканью,
смоченной наливаемым нефтепродуктом или керосином;
2 - удалить остаток и просушить котел цистерны; протирка
котла цистерны вручную проводится при наливе нефтепродуктов,
указанных в п.п. 8 и 9;
3 - удалить остаток;
4 - зачистка не требуется (остаток не более 1 см);
5 - зачистка не требуется (остаток не более 3 см).
(*) Не допускается налив нефтепродуктов, предназначенных для
экспорта.
(**) В период ноябрь-март включительно подготовку проводить в
соответствии с обозначением 1.
(***) При наливе одноименных (по маркам) нефтепродуктов
допускается подготовка цистерн в соответствии с обозначением 4.
При наличии механических примесей их следует удалить полностью.
4
(*) Перед наливом нефти, предназначенной для изготовления
масел, подготовку проводить в соответствии с условным обозначением
3.
5
(*) Запрещается налив авиационного масла.
Приложение N 4
к Правилам перевозок жидких
грузов наливом
в вагонах-цистернах
и вагонах бункерного типа
для перевозки нефтебитума
ПОРЯДОК
определения массы нефти и нефтепродуктов в вагонах-цистернах расчетным способом
В настоящем приложении приведен порядок определения массы нефти и нефтепродуктов в вагонах-цистернах объемно-массовым статическим методом, включающий в себя отбор проб для определения температуры и плотности груза, выполнение замеров высоты налива и расчет массы груза в вагоне-цистерне.
1. Количество продукции при отгрузке и приемке определяется объемно-массовым статическим методом, то есть замером высоты налива нефтепродукта в цистерне метрштоком, определением объема по таблицам калибровки, замером плотности и последующим расчетом массы нефтепродукта.
Допускается производить определение массы груза в железнодорожной цистерне путем взвешивания на вагонных весах массы тары и массы брутто и последующим определением массы нетто.
2. Порядок отбора проб, определения среднеобъемной температуры и плотности нефтепродукта, залитого в железнодорожную цистерну.
2.1. Для определения среднеобъемной температуры и плотности груза пробы из вагонов-цистерн отбираются в соответствии с ГОСТ 2517 "Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб". Точечную пробу из вагона-цистерны отбирают переносным пробоотборником с уровня, расположенного на высоте 0,33 внутреннего диаметра цистерны, считая от нижней образующей котла. Схема производства отбора проб представлена на рис. 1. Уровни отбора точечных проб из вагонов-цистерн, находящихся в эксплуатационном парке сети, приведены в табл. 1.
Таблица 1
Уровни отбора проб нефтепродуктов из железнодорожных цистерн (согласно ГОСТ 2517)
------------------------------------------------------------------
| Тип |Уровни отбора проб, | Тип |Уровни отбора проб, |
|калибровки | считая от верхней |калибровки| считая от верхней |
| цистерн | грани горловины | цистерн | грани горловины |
| |люка-лаза (колпака),| |люка-лаза (колпака),|
| | см | | см |
|-----------+--------------------+----------+--------------------|
| 14 | 209,0 |79 |205,0 |
| 15 | 209,0 |80 |210,0 |
| 16 | 210,0 |81 |204,0 |
| 17 | 210,0 |82 |215,0 |
| 18 | 208,0 |83 |212,0 |
| 24 | 210,0 |85 |204,0 |
| 25 | 218,5 |86 |204,0 |
| 25а | 220,5 |87 |204,0 |
| 31 | 218,5 |88 |204,0 |
| 53, 53а | 218,5 |89 |207,0 |
| 61 | 217,5 |90 |217,5 |
| 62(*) | 212,5(*) |91 |206,0 |
| 62 | 217,5 |92 |217,5 |
| 63 | 243,0 |93 |217,5 |
| 66 | 217,5 |94 |204,0 |
| 67 | 218,5 |95 |204,0 |
| 69 | 232,5 |96 |204,0 |
| 70 | 232,5 |99 |204,0 |
| 71 | 225,5 |100 |208,0 |
| 72 | 231,0 |101 |217,5 |
------------------------------------------------------------------
(*) - Для цистерн, имеющих высоту колпака 85 мм.
2.2. Переносные пробоотборники (рис. 2) для отбора проб нефтепродуктов должны иметь крышки или пробки, обеспечивающие их герметичность, и легко открываться на заданном уровне. Масса переносного пробоотборника должна быть достаточной, чтобы обеспечить его погружение в нефтепродукт.
2.3. Перед каждым отбором проб необходимо осматривать пробоотборник для выявления возможных дефектов корпуса, пробок, крышек, прокладок, нарушающих герметичность пробоотборника, а также наличия посторонних жидкостей и предметов. Во избежание загрязнения переносные пробоотборники переносятся в чехлах, футлярах или другой упаковке.
2.4. Закрытый пробоотборник опускают до заданного уровня согласно табл. 1 так, чтобы отверстие, через которое происходит его заполнение, находилось на уровне, обозначенном на рис. 1. При измерении температуры и плотности нефтепродукта пробоотборник выдерживают на заданном уровне до начала его заполнения не менее 5 мин, открывают крышку или пробку, заполняют пробоотборник и поднимают его.
2.5. Бутылку с отобранной пробой легкоиспаряющегося нефтепродукта вынимают из каркаса, герметично закрывают, а для отбора следующей пробы вставляют сухую чистую бутылку.
2.6. Точечные пробы из нескольких цистерн с нефтепродуктами одной марки отбирают из каждой четвертой цистерны, но не менее чем из двух цистерн. При сливе нефтепродуктов разных марок или нефтепродуктов одной марки, но имеющих разные качественные паспорта (сертификаты) грузоотправителя, пробы отбирают и анализируют отдельно. Точечные пробы нефтепродуктов, предназначенных для поставки на экспорт, для длительного хранения, отбирают из каждой цистерны.
2.7. При выполнении работ по отбору проб следует соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности при обращении с нефтепродуктами.
Переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе (алюминия, бронзы, латуни и др.). В целях предотвращения вдыхания вредных паров нефтепродуктов при отборе проб необходимо стоять спиной к ветру. Отбор проб нефтепродуктов следует производить при наличии не менее чем двух человек.
На эстакадах налива и слива должны быть установлены светильники, изготовленные во взрывозащищенном исполнении. Отбор проб следует производить в специальной одежде и обуви, изготовленных из материалов, не накапливающих статическое электричество.
Для крепления пробоотборника должны использоваться гибкие, не дающие искр, металлические тросики, а также шнуры (веревки) из неэлектропроводных материалов, на поверхности которых должен быть закреплен многожильный, не дающий искр, неизолированный металлический проводник, соединенный с пробоотборником. Перед отбором проб тросик или проводник должны заземляться.
2.8. Пробу нефтепродукта из железнодорожной цистерны допускается отбирать через 10 мин после окончания ее налива. Запрещается отбирать пробы нефтепродуктов во время грозы.
2.9. Для определения массы груза объемно-массовым статическим методом необходимо иметь значения плотности жидкости в цистерне при температуре налива. Плотностью жидкости является ее масса в единице объема. В соответствии с международной системой единиц СИ в качестве единицы измерения плотности применяют килограмм на кубический метр (кг/куб.м). Для практических целей допускается измерять плотность в граммах на кубический сантиметр (г/куб.см). Плотность наливных грузов определяют в соответствии с ГОСТ 3900 "Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности" с помощью ареометров (рис. 3) или других специальных измерительных приборов.
Ареометр представляет собой запаянную с обеих сторон трубку 1, уширенную книзу. В узкой верхней части ареометра помещена шкала 2, каждое деление которой соответствует 0,0005 г/куб.см. В уширенной части прибора может быть помещен термометр со шкалой 3. Ареометр для нефти изготавливают по ГОСТ 18481.
Нефтепродукт, предназначенный для определения плотности, наливается в устойчивый стеклянный цилиндр (по ГОСТ 18481), высота которого должна быть больше длины ареометра. Чистый и сухой ареометр осторожно погружают в испытуемую жидкость плавно и строго вертикально, поддерживая его за верхний конец, не допуская смачивания части трубки, расположенной выше уровня жидкости. Необходимо следить за тем, чтобы ареометр не касался стенок и дна цилиндра.
После прекращения вертикальных колебаний ареометра производится отсчет по верхнему краю 2 мениска нефтепродукта, то есть по границе смачиваемости трубки 1 ареометра (рис. 4).
Показание ареометра отсчитывается с точностью до 0,0005 г/куб.см, при этом глаз наблюдателя должен находиться на уровне мениска жидкости.
Одновременно с замером плотности определяют температуру нефтепродукта по термометру ареометра или отдельному термометру (по ГОСТ 400).
Температуру продукта измеряют во всех случаях непосредственно у цистерны сразу же после извлечения пробоотборника из цистерны. Необходимо следить за тем, чтобы термометр не касался стенок и дна цилиндра. Определение плотности нефтепродукта непосредственно на месте отбора проб допускается только при соблюдении следующих условий:
- имеется ровная устойчивая горизонтальная площадка, не подверженная сотрясениям и удобная для производства измерений;
- измерительные приборы полностью защищены от воздействия ветра и атмосферных осадков.
При несоблюдении указанных условий плотность отобранной пробы нефтепродукта определяется в закрытом помещении с обязательным последующим приведением полученного значения плотности к плотности нефтепродукта при среднеобъемной температуре груза в цистерне.
2.10. Плотность нефтепродуктов зависит от температуры, уменьшаясь с повышением и увеличиваясь с понижением температуры, поэтому для сравнения численных значений принята плотность, определенная при 20 град.С.
На практике нефтепродукт отгружается или поступает под выгрузку с температурой, отличающейся от 20 град.С, поэтому для установления соответствия качественному паспорту (сертификату) поставщика или техническим нормам, изложенным в ГОСТ или ТУ, плотность, определенную ареометром в пробе из железнодорожных цистерн, переводят в плотность при 20 град.С, используя данные таблиц ГОСТ 3900.
В паспорте качества (сертификате) имеются данные о плотности
нефтепродукта при температуре +20 град.С. Тогда плотность
нефтепродукта ро при любой температуре t можно определить по
t
формуле
ро = ро - альфа(t - 20), г/куб.см,
t 20
где ро - плотность нефтепродукта при температуре 20 град.С
20
согласно качественному паспорту (сертификату), г/куб.см;
альфа - температурная поправка плотности на 1 град.С, г/куб.см.
Температурная поправка "альфа" определяется, исходя из значения плотности нефтепродукта при температуре 20 град.С по табл. 2.
Таблица 2
Средние температурные поправки плотности нефтепродуктов
------------------------------------------------------------------
| Плотность | Температурная | Плотность | Температурная |
| нефтепродукта | поправка на | нефтепродукта | поправка на |
| при 20 град.С,| 1 град.С, | при 20 град.С,| 1 град.С, |
| г/куб.см | г/куб.см | г/куб.см | г/куб.см |
|----------------+---------------+---------------+---------------|
|0,6900 - 0,6999 | 0,000910 |0,8000 - 0,8099| 0,000765 |
|0,7000 - 0,7099 | 0,000897 |0,8100 - 0,8199| 0,000752 |
|0,7100 - 0,7199 | 0,000884 |0,8200 - 0,8299| 0,000738 |
|0,7200 - 0,7299 | 0,000870 |0,8300 - 0,8399| 0,000725 |
|0,7300 - 0,7399 | 0,000857 |0,8400 - 0,8499| 0,000712 |
|0,7400 - 0,7499 | 0,000844 |0,8500 - 0,8599| 0,000699 |
|0,7500 - 0,7599 | 0,000831 |0,8600 - 0,8699| 0,000686 |
|0,7600 - 0,7699 | 0,000818 |0,8700 - 0,8799| 0,000673 |
|0,7700 - 0,7799 | 0,000805 |0,8800 - 0,8899| 0,000660 |
|0,7800 - 0,7899 | 0,000792 |0,8900 - 0,8999| 0,000647 |
|0,7900 - 0,7999 | 0,000778 | | |
------------------------------------------------------------------
2.11. Иногда в сопроводительных документах указывают плотность нефтепродукта, определенную при температуре +15 град.С. Если данные о плотности груза при 20 град.С отсутствуют, для сравнения плотности нефтепродукта при его реальной температуре с плотностью при 15 град.С используют формулу:
ро = ро - альфа (t - 15), г/куб.см.
t 15
В этом случае температурная поправка плотности на 1 град.С "альфа" принимается по данным табл. 3.
Таблица 3
Средние температурные поправки плотности нефтепродуктов
------------------------------------------------------------------
| Плотность | Температурная | Плотность | Температурная |
| нефтепродукта | поправка на | нефтепродукта | поправка на |
| при 15 град.С, | 1 град.С, | при 15 град.С,| 1 град.С, |
| г/куб.см | г/куб.см | г/куб.см | г/куб.см |
|----------------+---------------+---------------+---------------|
| 0,6945- 0,7044 | 0,000910 |0,8038- 0,8137 | 0,000765 |
|0,7045 - 0,7143 | 0,000897 |0,8138- 0,8236 | 0,000752 |
| 0,7144- 0,7243 | 0,000884 |0,8237- 0,8336 | 0,000738 |
| 0,7244- 0,7343 | 0,000870 |0,8337- 0,8435 | 0,000725 |
| 0,7344- 0,7442 | 0,000857 |0,8436- 0,8535 | 0,000712 |
| 0,7443- 0,7541 | 0,000844 |0,8536- 0,8634 | 0,000699 |
| 0,7542- 0,7640 | 0,000831 |0,8635- 0,8733 | 0,000686 |
| 0,7641- 0,7740 | 0,000818 |0,8734- 0,8832 | 0,000673 |
| 0,7739- 0,7839 | 0,000805 |0,8833- 0,8932 | 0,000660 |
| 0,7840- 0,7938 | 0,000792 |0,8933- 0,9031 | 0,000647 |
|0,7939 - 0,8039 | 0,000778 | | |
------------------------------------------------------------------
3. Порядок определения объема жидкости в железнодорожной цистерне.
3.1. Объем жидкости в цистернах определяется по "Таблицам калибровки железнодорожных цистерн", исходя из типа калибровки цистерны и высоты налива.
Калибровочный тип цистерны обозначается только типовыми металлическими цифрами, приваренными к боковой поверхности котла под номером цистерны.
3.2. Высота налива нефтепродукта определяется специальным измерительным прибором - метрштоком, представляющим собой металлическую составную трубу с длиной шкалы до 3,5 м. Цена наименьшего деления шкалы составляет 1 мм.
3.3. Высота налива замеряется в двух противоположных точках люка-лаза (колпака) по продольной оси цистерны не менее двух раз в каждой точке. Для производства замеров метршток плавно и строго вертикально опускается через люк-лаз до нижней образующей котла. Необходимо избегать резких ударов о дно цистерны и следить за тем, чтобы метршток не упирался в выступающие части цистерны и универсального сливного прибора, лестницы или другие посторонние предметы. Опущенный до соприкосновения с нижней образующей котла, метршток быстро и плавно извлекается. Высота налива в сантиметрах отсчитывается по линии смачивания метрштока нефтепродуктом. Расхождение между двумя отсчетами замера не должно превышать 0,5 см, в противном случае измерение повторяется. За высоту налива нефтепродукта принимают среднее арифметическое результатов замеров, произведенных в двух противоположных точках. Полученный результат округляется до целого сантиметра: величина менее 0,5 см отбрасывается, а 0,5 см и более принимается за целый сантиметр.
3.4. При измерении высоты налива светлых нефтепродуктов (особенно бензина) рекомендуется шкалу метрштока в районе предполагаемого отсчета натереть мелом для лучшего определения линии смачивания.
3.5. По полученной высоте налива в сантиметрах для каждого калибровочного типа по соответствующей таблице калибровки определяется объем налитого нефтепродукта.
От правильности замера высоты налива, плотности и температуры нефтепродукта зависит точность определения массы груза в цистерне.
3.6. Расчет массы нефтепродукта в цистернах объемно-массовым статическим методом.
Для определения массы нефтепродукта этим способом необходимо:
- замерить метрштоком высоту налива;
- отобрать пробу продукта с уровня, соответствующего 0,33 диаметра цистерны, считая от нижней образующей котла;
- немедленно после извлечения пробы из цистерны замерить среднеобъемную температуру и плотность нефтепродукта ареометром;
- установить тип калибровки цистерны по соответствующим знакам на ее котле;
- согласно замеренной высоте налива по соответствующей таблице калибровки определить объем нефтепродукта;
- рассчитать массу нефтепродукта в цистерне, умножив определенный по таблицам калибровки объем нефтепродукта на его плотность при среднеобъемной температуре в цистерне.
3.7. Используемые для определения массы нефтепродукта приборы (термометр, ареометр, метршток) должны быть поверены, иметь соответствующие клейма и свидетельства Госповерителя.
3.8. Пример определения массы наливного груза расчетным путем.
Исходные данные. Нефтепродукт перевозится в цистерне типа калибровки 62. Высота налива, установленная метрштоком: 2746 мм. Плотность нефтепродукта при температуре +20 град.C, по данным паспорта качества: 0,8240 г/куб.см. Температура груза в цистерне по данным измерений: -12 град.C. Требуется определить массу перевозимого нефтепродукта.
Расчет. Масса нефтепродукта определится по формуле:
Q = V * ро,
где: V - объем груза в вагоне, куб.дм;
ро - плотность груза, кг/куб.дм.
Объем груза при высоте налива 275 см (по правилам округления 274,6 см округляется в большую сторону до 275 см) для данного типа цистерн в соответствии с Таблицей калибровки (тип 62) составляет 69 860 куб.дм.
Плотность нефтепродукта при данной температуре:
1. Определяется разность температур
+20 град.C - (-12 град.C) = 32 град.C;
2. Температурная поправка на 1 град.C согласно Таблице 2 средних температурных поправок плотности нефтепродуктов для плотности 0,8240 кг/куб.дм составит 0,000738 кг/куб.дм; соответственно на 32 град.C составит 0,000738 * 32 = 0,023616 кг/куб.дм, или округленно 0,0236 кг/куб.дм;
3. При температуре груза более +20 град.С полученное произведение (0,0236 кг/куб.дм) вычитается из значения плотности при +20 град.С, а при температуре нефтепродукта в цистерне ниже +20 град.С, полученное произведение прибавляется к значению плотности при +20 град.С.
Так как в рассматриваемом примере температура груза -12 град.С (т.е. менее +20 град.С), то искомая плотность составит 0,8240 + 0,0236 = 0,8476 кг/куб.дм.
Масса нефтепродукта в цистерне составит:
Q = 69860 * 0,8476 = 59213 кг.
Приложение N 5
к Правилам перевозок жидких
грузов наливом
в вагонах-цистернах
и вагонах бункерного типа
для перевозки нефтебитума
ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ПОЛОСЫ,
наносимые на вагоны-цистерны
На цистерны для нижеследующих сжиженных газов на уровне продольной оси вдоль котла наносится полоса шириной 300 мм: для 1005 аммиака - желтого цвета; 1017 хлора - защитного (темно-зеленого) цвета; для воспламеняющихся газов с классификационным кодом: 2F, 3F,4F - красного цвета.
На вагоны-цистерны, в которых перевозятся указанные ниже жидкие грузы, на уровне продольной оси вдоль цилиндрической части котла с обеих сторон наносят полосы шириной 500 мм соответствующих цветов:
------------------------------------------------------------------
| N | Наименование груза |Цвет полосы |
| ООН |-------------------------------------------| |
| | надлежащее | техническое | |
|-------+-----------------------+-------------------+------------|
| 1079 |Серы диоксид |Сернистый ангидрид | черный |
|-------+-----------------------+-------------------+------------|
| 1092 |Акролеин | - | черный |
| |стабилизированный | | |
|-------+-----------------------+-------------------+------------|
| 1131 |Сероуглерод | - | оранжевый |
|-------+-----------------------+-------------------+------------|
| 1162 |Диметилдихлорсилан | - | оранжевый |
|-------+-----------------------+-------------------+------------|
| 1230 |Метанол | - | черный |
|-------+-----------------------+-------------------+------------|
| 1250 |Метилтрихлорсилан | - | оранжевый |
|-------+-----------------------+-------------------+------------|
| 1325 |Вещество твердое | Капролактам | красный |
| |легковоспламеняющееся | | |
| |органическое, н.у.к. | | |
|-------+-----------------------+-------------------+------------|
| 1381 |Фосфор желтый | - | красный |
|-------+-----------------------+-------------------+------------|
| 1649 |Присадка |Жидкость этиловая | зеленый |
| |антидетонационная к | | |
| |моторному топливу | | |
|-------+-----------------------+-------------------+------------|
| 2304 |Нафталин расплавленный | - | красный |
|-------+-----------------------+-------------------+------------|
| 2448 |Сера расплавленная | - | красный |
|-------+-----------------------+-------------------+------------|
| |Вещество жидкое, | Параантрацен | синий |
| |опасное для окружающей | | |
| |среды, н.у.к. | | |
|-------+-----------------------+-------------------+------------|
| |Кислоты неорганические | - | желтый |
| |жидкие, имеющие | | |
| |классификационный код: | | |
| |С1, С3, СF1, CW1, СО1, | | |
| |СТ1 | | |
------------------------------------------------------------------
Пример маркировки вагона-цистерны при перевозке опасного груза представлен на рисунке.
Приложение N 6
к Правилам перевозок жидких
грузов наливом
в вагонах-цистернах
и вагонах бункерного типа
для перевозки нефтебитума
( 998_b376 )
Приложение N 7
к Правилам перевозок жидких
грузов наливом
в вагонах-цистернах
и вагонах бункерного типа
для перевозки нефтебитума
ПОРЯДОК
проверки сохранности и определения размера недостачи спирта этилового ректификованного
В процессе перевозки спирта в цистернах объем спирта в зависимости от изменения температуры окружающей среды увеличивается или уменьшается, в связи с чем его уровень в цистернах соответственно повышается или понижается. Объем спирта при этом изменяется на определенную величину.
Расчет сохранности или размера недостачи спирта производят при помощи "Таблиц калибровки железнодорожных цистерн". В таблице 1 приведены нормы естественной убыли спирта при перевозке и вместимости колпака цистерн на 1 см его высоты.
Коэффициент теплового расширения спирта принимают равным 0,001.
При расчетах необходимо иметь в виду, что:
1) если температура спирта в цистерне за время перевозки повысилась, то от количества декалитров (дал), на которое увеличится объем спирта, естественная убыль вычитается;
2) если температура спирта понизится, то к количеству декалитров, на которое уменьшится объем спирта, естественная убыль прибавляется;
3) количество спирта считается правильным, если разница (излишек или недостача) в количестве декалитров, определенных на станции отправления по сравнению с количеством спирта, оказавшимся при проверке на станции назначения (с учетом объемного расширения и нормы естественной убыли при перевозке) не превышает нормы точности определения количества жидкости объемно-массовым статическим методом вследствие расхождения между вместимостью котла-эталона и фактической вместимостью равного +- 0,5%.
Таблица 1 - Нормы естественной убыли спирта этилового (винного) и вместимость колпака цистерн
------------------------------------------------------------------
| Тип калибровки | Естественная убыль |Вместимость колпака |
| цистерн |абсолютного спирта за| цистерны на 1 см |
| | каждый день | высоты, дал |
| | перевозки, дал(*) | |
|---------------------+---------------------+--------------------|
|25, 25а, 53, 53а, 62,| 0,28 | 0,26 |
| 69, 72, 80 | | |
|---------------------+---------------------+--------------------|
| 66 | 0,31 | 0,27 |
------------------------------------------------------------------
(*) Для перерасчета естественной убыли в декалитры водно-спиртового раствора необходимо естественную убыль в декалитрах абсолютного спирта умножить на 100 и разделить на фактическую крепость спирта в процентах.
ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА
Пример 1. ( Рисунок к примеру см.)
Спирт отправлен в цистерне 62 типа калибровки котла.
На станции отправления определены: высота недолива спирта до верхней кромки горловины цистерны 34,4 см, температура спирта в цистерне -1,0 град.С, крепость спирта по данным отправителя 96,3%.
Цистерна находилась в пути следования 5 суток и прибыла на станцию назначения с нарушением запорно-пломбировочного устройства (ЗПУ).
При вскрытии цистерны замером установлено: высота недолива спирта до верхней кромки горловины цистерны 40,9 см, высота колпака 14,5 см, температура спирта в цистерне на уровне 0,33 внутреннего диаметра цистерны от нижней образующей котла минус 13,5 град.С, крепость 96,3%.
Недостача спирта по этой перевозке устанавливается следующим образом.
Согласно "Таблицам калибровки железнодорожных цистерн" внутренний диаметр котла цистерны 62 типа калибровки составляет 3000 мм, уклон нижней образующей котла к сливному прибору 30 мм, высота горловины люка относительно верхней образующей котла по внешнему диаметру по результатам замера составила 145 мм, толщина верхней образующей котла 9 мм. Таким образом, высота верхней кромки горловины люка относительно нижней образующей котла цистерны составит
3000 + 30 + 145 + 9 = 3184 мм = 318,4 см,
откуда уровень налива спирта на станции погрузки составит
318,4 - 34,4 = 284,0 см,
а на станции выгрузки
318,4 - 40,9 = 277,5 см.
По "Таблицам калибровки железнодорожных цистерн" для цистерны 62 типа калибровки высоте налива (284 см) соответствует объем 71320 куб.дм (л) = 7132,0 дал.
От понижения температуры спирта на -1,0 град. - (-13,5 град.) = 12,5 град.С его объем должен уменьшиться на 7132,0 * 0,001 * 12,5 град. = 89,15 дал.
Естественная убыль спирта за время перевозки в декалитрах спирто-водного раствора составляет:
0,28 * 5 * 100
--------------------- = 1,45 дал.
96,3
Общее уменьшение объема спирта за время перевозки составит 89,15 + 1,45 = 90,6 дал.
По данным замеров уровень спирта за время перевозки понизился до высоты 277,5 см, которой соответствует объем
70210 + (70375 - 70210) * 0,5 = 70292,5 куб.дм (л)
= 7029,25 дал.
Следовательно, объем спирта в цистерне фактически уменьшился на
7132,0 - 7029,25 = 102,75 дал,
откуда следует, что за время перевозки произошла утрата спирта в количестве
102,75 - 90,6 = 12,15 дал.
Погрешность определения количества жидкости объемно-массовым статическим методом вследствие расхождения между вместимостью котла-эталона и фактической вместимостью, составляет +-0,5%, то есть для условий данного примера равна
7029,25 * 0,5
------------------ = 35,25 дал.
100
Размер недостачи спирта (12,15 дал) перекрывается погрешностью измерения объема (35,15 дал). По данной перевозке недостача отсутствует.
Пример 2.
Спирт высшей очистки отправлен в цистерне 66 типа калибровки котла.
На станции отправления определены: высота недолива спирта до верхней кромки горловины цистерны 26 см, температура спирта в цистерне минус 0,5 град.С, крепость спирта 96,4%.
Цистерна находилась в пути следования 8 суток; при вскрытии цистерны оказалось, что температура спирта повысилась до +9,5 град.С, при этом высота недолива спирта до верхней кромки горловины цистерны составила 24,9 см, крепость 96,4%.
Расчет сохранности спирта по данной перевозке выполняется следующим образом.
Согласно "Таблицам калибровки железнодорожных цистерн" внутренний диаметр котла цистерны 66 типа калибровки составляет 3200 мм, уклон нижней образующей котла к сливному прибору 30 мм, толщина верхней образующей котла 9 мм, высота колпака 22 мм (согласно замеру).
Таким образом, высота верхней кромки горловины люка относительно нижней образующей котла цистерны составит
3200 + 30 + 9 + 22 = 3261 мм = 326,1 см,
откуда уровень налива спирта на станции погрузки составит
326,1 - 26,0 = 300,1 см,
а на станции выгрузки
326,1 - 24,9 = 301,2 см.
По "Таблицам калибровки железнодорожных цистерн" для цистерны 66 типа калибровки высоте налива (300,1 см) соответствует объем:
82968 + (83136 - 82968) * 0,1 = 82984 куб.дм (л)
= 8298,48 дал.
От повышения температуры спирта на 9,5 град. - (-0,5 град.) = 10,0 град.С его объем должен увеличиться на
8298,48 * 0,001 * 10,0 град. = 82,98 дал.
Естественная убыль спирта за время перевозки в декалитрах спирто-водного раствора составляет
0,31 * 8 * 100
-------------------- = 2,57 дал.
96,4%
Поскольку температура спирта за время перевозки увеличилась, естественная убыль должна быть вычтена из количества декалитров, на которое увеличился объем спирта от повышения температуры.
В результате объем спирта в цистерне должен был увеличиться на
82,98 - 2,57 = 80,41 дал.
По данным замеров уровень спирта за время перевозки повысился до высоты 301,2 см, которой соответствует объем
83136 + (83299 - 83136) * 0,2 = 83168,6 куб.дм (л)
= 8316,86 дал.
Фактически объем спирта в цистерне увеличился на
8316,86 - 8298,48 = 18,38 дал,
откуда следует, что за время перевозки произошла утрата спирта в количестве
80,41 - 18,38 = 62,03 дал.
Погрешность определения количества жидкости объемно-массовым статическим методом вследствие расхождения между вместимостью котла-эталона и фактической вместимостью, составляет +-0,5%, то есть для условий данного примера равна
8316,86 * 0,5
------------------ = 41,58 дал.
100
Размер недостачи спирта (62,03 дал) не перекрывается погрешностью измерения объема (41,58 дал). По данной перевозке имеется недостача.