Меню

Рвс как средство измерения

Утверждение типа резервуаров цилиндрических

5 сообщений в этой теме

Рекомендуемые сообщения

Join the conversation

You can post now and register later. If you have an account, sign in now to post with your account.

Недавно просматривали 0 пользователей

Ни один зарегистрированный пользователь не просматривает эту страницу.

Популярные темы

Автор: AtaVist
Создана 11 Августа 2017

Автор: Алия Исламутдинова
Создана 13 часов назад

Автор: владимир 332
Создана 3 Декабря 2019

Автор: AtaVist
Создана 11 Августа 2017

Автор: berkut008
Создана 16 Января 2019

Автор: ЭДСка
Создана 23 Ноября 2020

Автор: dann
Создана 3 Августа 2020

Автор: владимир 332
Создана 3 Декабря 2019

Автор: AtaVist
Создана 11 Августа 2017

Автор: berkut008
Создана 16 Января 2019

Автор: ЭДСка
Создана 23 Ноября 2020

Автор: Истина
Создана 27 Ноября 2020

Автор: Гайка
Создана 25 Января

Автор: AtaVist
Создана 11 Августа 2017

Автор: berkut008
Создана 16 Января 2019

Автор: ЭДСка
Создана 23 Ноября 2020

Автор: efim
Создана 20 Ноября 2012

Автор: владимир 332
Создана 3 Декабря 2019

Автор: AtaVist
Создана 11 Августа 2017

Автор: berkut008
Создана 16 Января 2019

Автор: Metrolog-sever
Создана 2 Июля 2014

Источник

1 Область применения

1.1 Настоящая Рекомендация распространяется на резервуары вертикальные стальные цилиндрические типов РВС, РВСП, РВСПК и на резервуары железобетонные цилиндрической и прямоугольной формы типов ЖБР, ЖБРП, ЖБРПК (далее — резервуары) номинальной вместимостью до 50000 м 3 .

1.2 Рекомендация устанавливает методику выполнения измерений массы товарной нефти (далее — нефть) в резервуарах при проведении учетных операций в системе магистрального нефтепроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть», включая прием нефти от грузоотправителей и сдачу её грузополучателям.

2 Нормативные ссылки

В Рекомендации использованы ссылки на следующие документы:

ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГСИ. Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы

Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометров

ГСИ. Нефть. Общие технические условия

ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ССБТ. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования

Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

Рулетки металлические измерительные. Технические условия

Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

Костюмы женские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий

Костюмы мужские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий

ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений

ГСИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учетных операциях.

ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета

ГСИ. Методика метрологической аттестации алгоритмов и программ обработки данных результатов измерений при определении массы нефти и нефтепродуктов. Общие положения

ГСИ. Резервуары железобетонные вертикальные. Методика поверки объемным методом

ГСИ. Метрологическое обеспечение учета нефти при её транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»

Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз

Методические указания. Определение вместимости и градуировка железобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 куб.м геометрическим методом

3 Определения

3.1 В Рекомендации применены следующие термины с соответствующими определениями:

товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858.

масса брутто нефти : Общая масса нефти, включающая массу балласта.

масса балласта : Общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

масса нетто нефти : Разность массы брутто нефти и массы балласта.

учетная операция: Операция, проводимая поставщиком и потребителем (или сдающей и принимающей сторонами) с целью определения массы нефти для последующих расчетов, а также при инвентаризации и арбитраже.

методика выполнения измерений массы продукта : Совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с установленной погрешностью (неопределенностью).

Примечание — В тексте вышеприведенного и последующих абзацев настоящего раздела Рекомендации термин «продукт» следует понимать как нефть.

косвенный метод статических измерений массы продукта : Метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в мерах вместимости (мерах полной вместимости).

мера вместимости: Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов).

базовая высота резервуара: расстояние по вертикали от точки касания днища грузом рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.

стандартные условия : У словия, соответствующие температуре продукта 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю.

3.2 В Рекомендации использованы следующие сокращения:

РВС — резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей;

РВСП — резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей и понтоном;

РВСПК — резервуары вертикальные стальные с плавающей крышей;

ЖБР — резервуары железобетонные цилиндрические;

ЖБРП — резервуары железобетонные прямоугольные;

ЖБРПК — резервуары железобетонные с плавающей крышей.

4 Характеристики погрешности измерений, выполняемых по методике измерений

4.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, выполняемой по методике, изложенной в настоящей Рекомендации, составляют:

— при массе брутто нефти до 120 тонн:

± 0,65 % — при измерениях массы брутто нефти;

± 0,75 % — при измерениях массы нетто нефти;

— при массе брутто нефти свыше 120 тонн:

± 0,50 % — при измерениях массы брутто нефти;

± 0,60 % — при измерениях массы нетто нефти.

5 Метод измерений

5.1 Рекомендация предусматривает применение косвенного метода статических измерений по ГОСТ Р 8.595 .

5.2 Массу брутто нефти в резервуаре вычисляют как произведение объема нефти и её плотности, результат измерений которой приведен к условиям измерения объема, или объема и плотности нефти, результаты измерений которых приведены к стандартным условиям.

5.3 Массу брутто сданной (принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто нефти в резервуаре на момент до проведения операции сдачи (приема) нефти и после её окончания.

5.4 Массу нетто сданной (принятой) нефти вычисляют как разность массы брутто сданной (принятой) нефти и массы балласта.

5.5. Массу балласта вычисляют по значениям показателей качества нефти, характеризующих содержание в нефти воды, хлористых солей и механических примесей. Указанные показатели определяют в испытательной (аналитической) лаборатории по результатам испытаний объединенной пробы нефти, отобранной из заполненного резервуара.

6 Средства измерений и вспомогательные устройства

6.1 Резервуар вертикальный как мера вместимости, поверенный и имеющий утвержденную градуировочную таблицу. Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости:

— для резервуаров стальных — по ГОСТ 8.570.

— для резервуаров железобетонных — по МИ 2778, РД 50-156-79.

6.2.1 Канал измерений уровня нефти на основе стационарного уровнемера с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 3 мм.

6.2.2 Канал измерений уровня подтоварной воды с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 3 мм.

6.2.3 Канал измерений температуры нефти на основе многоточечной

системы преобразователей температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 ° С.

6.2.4 Блок (система) обработки информации с функциями приведения результатов измерений плотности к условиям измерений объема и (или) приведения результатов измерений объема и плотности к стандартным условиям. Пределы допускаемой относительной погрешности выполняемых вычислительных операций не более ± 0,05 %.

6.3 Рулетка измерительная с грузом по ГОСТ 7502 3-го класса точности для измерений расстояния от риски измерительного люка на плавающей крыше до уровня нефти.

6.4 Стационарный или переносной пробоотборник по ГОСТ 2517.

6.5 Средства измерений и технические средства, применяемые в испытательной (аналитической) лаборатории для определения объемной доли воды в нефти (по ГОСТ 2477), концентрации хлористых солей в нефти (по ГОСТ 21534), массовой доли механических примесей в нефти (по ГОСТ 6370) или лабораторные анализаторы (в том числе экспресс-анализаторы), обеспечивающие выполнение установленных требований к точности измерений.

6.6 Средства измерений плотности нефти, предусмотренные действующей на ПСП методикой выполнения измерений плотности нефти в резервуарах, с пределами допускаемой погрешности измерений не более ± 0,5 кг/м 3 .

6.7.1 Для измерений уровня нефти — рулетку измерительную с грузом по ГОСТ 7502 3-го класса точности номинальной длиной 10 или 20 м или переносной электронный измеритель уровня с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 3 мм.

6.7.2 Для измерений температуры нефти — термометр стеклянный с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С или преобразователь температуры, входящий в состав переносного электронного измерителя уровня, с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.

6.8 Допускается применение других средств измерений аналогичного назначения, метрологические характеристики которых не уступают приведенным в п.п. 6.2 — 6.7.

6.9 Типы применяемых средств измерений должны быть утверждены в порядке, установленном ПР 50.2.009-94, или допущены к применению в Российской Федерации в порядке, действовавшим до введения в действие ПР 50.2.009-94.

6.10 Применяемые средства измерений должны иметь действительные свидетельства о поверке, оформленные в соответствии с требованиями соответствующих методик поверки, и (или) поверительные клейма.

7 Требования к квалификации операторов

7.1 К выполнению измерений допускаются лица, отвечающие следующим требованиям:

— прошедшие обучение, инструктаж на рабочем месте и стажировку по специальности, получившие квалификацию товарного оператора не ниже четвертого разряда и имеющие допуск к самостоятельной работе;

— изучившие настоящую Рекомендацию, эксплуатационную документацию на резервуар (паспорт, технологическую карту) и применяемые средства измерений.

8 Требования безопасности

8.1 Резервуары (резервуарные парки), входящие в состав нефтеперекачивающих станций и перевалочных нефтебаз, относятся к опасным производственным объектам (РД 153-39.4-078-01).

8.2 При выполнении измерений массы нефти в резервуарах возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:

— образование взрывоопасной среды ;

смесь паров нефти с воздухом по степени взрывоопасности относится к категории II А, группе Т3 («Правила устройства электроустановок»)

— загазованность воздуха рабочей зоны ;

по степени воздействия на организм человека (токсичности) нефть, в зависимости от содержания в ней сероводорода, относится к 3-му классу опасности вредного вещества («умеренно опасное») или 2-му классу опасности («высокоопасное») по ГОСТ 12.1.007.

8.3 Для обеспечения взрывобезопасности при выполнении измерений применяемые средства измерений и вспомогательные устройства, относящиеся к категории электрооборудования, должны быть сертифицированы на соответствие требованиям к взрывобезопасности.

Переносные средства измерений и технические средства должны быть изготовлены из материалов, исключающих возможность образования искр при контакте с конструктивными элементами резервуаров и их оборудования.

8.4 На территории резервуарных парков по графику, утвержденному руководителем структурного подразделения, в установленных точках должен проводиться контроль соответствия воздуха рабочей зоны санитарно-гигиеническим требованиям ГОСТ 12.1.007. Контроль проводят аттестованные работники с помощью переносных газоанализаторов.

Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно достигать уровня предельно допустимых концентраций, установленных в ГОСТ 12.1.005.

8.5 Освещенность на территории резервуарного парка, на лестницах и технологических площадках, в местах установки средств измерений, отбора проб и измерений уровня нефти в резервуаре должна соответствовать требованиям РД 153-39.4-078-01.

В качестве переносных светильников следует применять аккумуляторные фонари напряжением не более 12 В во взрывобезопасном исполнении, включение и выключение которых должно выполняться вне территории обвалования.

8.6 К выполнению измерений массы нефти в резервуарах допускают лиц не моложе 18 лет, не имеющих медицинских противопоказаний к работе на опасных производственных объектах, отвечающих установленным квалификационным требованиям, прошедших обучение и проверку знаний норм и правил безопасности труда.

8.7 Допущенные к выполнению измерений операторы должны знать схемы коммуникаций резервуарного парка (резервуара), требования технологических карт эксплуатации резервуаров и уметь в нормативные сроки безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы и технологические карты эксплуатации резервуаров должны находиться на рабочих местах операторов.

8.8 Операторы должны иметь одежду и обувь, изготовленные из материалов, не накапливающих статическое электричество в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.124, ГОСТ 27574, ГОСТ 27575. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей. Ручные измерения уровня нефти и отбор проб, сопряженные с контактом с нефтью, выполняют в резиновых перчатках.

8.9 При открытии измерительных («замерных») люков, ручном отборе проб и измерениях уровня нефти оператор должен находиться с наветренной стороны (стоять спиной к ветру), а если это невозможно в силу конструктивных особенностей размещения измерительного люка — стоять боком к ветру. Работы должны проводиться в присутствии наблюдающего (дублёра).

— находится на крыше (площадках) резервуара, проводить измерения уровня нефти и отбор проб вручную во время грозы;

— находиться во время закачки и откачки нефти из резервуара на плавающей крыше.

8.10 В экстремальных условиях (туман, обледенение и др.) проводить отбор проб, измерения уровня ручным способом на высоте допускается при применении дополнительных мер безопасности (дополнительного освещения, песка для устранения скольжения и других необходимых мер), которые предусматриваются в инструкции по охране труда для операторов при работе в резервуарном парке.

8.11 Для безопасной доставки проб нефти с резервуара в лабораторию переносить их следует в специальных тканевых сумках, надеваемых через плечо.

8.12 Для операторов, выполняющих измерения в соответствии с настоящей Рекомендацией, начальником подразделения должна быть разработана инструкция по охране труда, которую утверждает руководитель структурного подразделения. Рекомендация должна быть доведена до исполнителей под роспись.

9 Условия измерений

9.1 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

— отношение максимального ( H max ) и минимального ( H min ) уровня нефти наполненного и опорожненного резервуара удовлетворяет следующим требованиям:

— при пределах относительной погрешности определения вместимости резервуара ± 0,1 %;

— при пределах относительной погрешности определения вместимости резервуара ±0,2 %;

— нефть по степени подготовки должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 51858.

В случае невыполнения указанных условий оператор должен сообщить о нарушениях начальнику ПСП.

10 Подготовка к выполнению измерений

10.1 При подготовке к выполнению измерений:

— обеспечивают отстой нефти после заполнения резервуара продолжительностью не менее двух часов;

— исправность, готовность к работе системы (средств) измерений и технических средств, чистоту сосуда для пробы;

— целостность пломб и клейм.

11 Выполнение измерений

11.1.1 Измерения уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре

Уровень подтоварной воды измеряют уровнемерами, измерительными рулетками при помощи водочувствительной ленты или пасты, электронными средствами измерений.

Уровень нефти и подтоварной воды в резервуарах допускается измерять другими техническими средствами, сертифицированными для выполнения данных операций.

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 известной (паспортной) величиной базовой высоты, нанесенной на резервуаре.

Если базовая высота (Нб) отличается от полученного результата не более, чем на 0,1 % Нб, то измерение уровня нефти рулеткой осуществляется в следующей последовательности:

Опускают ленту рулетки с грузом медленно до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.

Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью.

Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм.

Измерения уровня жидкости 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.

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 1 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 замерного 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 прини мают 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 паспорт ной величины базовой высоты резервуара.

При определении уровня жидкости в резервуарах с плавающей крышей по «высоте пустоты» резервуара учитывают поправку ΔНб, учитывающую разнос точек отсчета базовой высоты резервуара и уровня нефти, а также конструктивные особенности днища резервуара. Поправку ΔНб рассчитывают по формуле

где: Нж — уровень жидкости в резервуаре, измеренный с использованием измерительного люка на крыше резервуара;

— уровень жидкости в резервуаре, измеренный с использованием измерительного люка на верхней площадке направляющей колонны.

11.1.1.4 Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах измерительной рулеткой

Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах проводят измерительной рулеткой при помощи водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности:

Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон.

Водочувствительную пасту наносят тонким слоем (0,2 . 0,3 мм) на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон.

Рулетку с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды выдерживают в резервуаре неподвижно в течение 2 — 3 минут, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.

Измерения уровня подтоварной воды в резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более, чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте она обозначена нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.

Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтью и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае измерения повторяют после отстоя и расслоения эмульсии.

11.1.2 Определение фактического объема нефти в резервуаре

11.1.2.1 Общий объем нефти в резервуаре и объем подтоварной воды определяют по градуировочной таблице на конкретный резервуар.

Фактический объем нефти в резервуаре вычисляют по формуле

где V 0 — объем нефти в резервуаре по градуировочной таблице, м 3 , определяемый по формуле

V ж — объём жидкости (нефть и подтоварная вода), определяемый по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.570 , м 3 ;

V в — объем подтоварной воды в резервуаре, определяемый по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20 °С по ГОСТ 8.570 , м 3 ;

αст — температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара, значение которого принимают равным 12,5∙10 -6 1 ° С;

α s — температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня, значение которого при измерениях уровня рулеткой из нержавеющей стали α s принимают равным 12,5∙10 -6 1 ° С. При измерениях уровня нефти рулеткой по высоте пустоты резервуара, а так же при измерениях уровня нефти уровнемерами принимают α s = 0;

t ст — температура стенки резервуара, принимаемая равной температуре нефти в резервуаре.

11.1.2.2 При выполнении измерений массы нефти в резервуарах с понтоном или плавающей крышей учитывают поправку на изменение уровня жидкости V ж , м 3 , обусловленное влиянием понтона или плавающей крыши.

Соответственно, при определении объема нефти в указанных резервуарах используют объем жидкости с поправкой , определяемый по формуле

= V ж + ∆V ж.

Для резервуаров с понтоном поправку на изменение объема жидкости определяют по формуле

где: Мпонт — масса понтона, взятая из паспорта резервуара, кг;

r изм — плотность нефти в резервуаре в условиях измерения объема нефти, кг/м 3 ;

r град — плотность жидкости, применяемая в расчетах вместимости резервуара при его градуировке, кг/м 3 ; значение r град должно быть приведено в градуировочной таблице на резервуар.

Для резервуаров с плавающей крышей поправку на изменение объема жидкости определяют по формуле

где: D h — поправка на изменение уровня жидкости, мм, вычисляемая по формуле

h изм — расстояние по вертикали от риски измерительного люка на плавающей крыше до уровня нефти при условиях измерения уровня, мм;

h град — расстояние по вертикали от риски измерительного люка на плавающей крыше до уровня нефти, учитываемое при градуировке резервуара, мм;

— диаметр плавающей крыши, мм;

D 1 . Dn — диаметры отверстий в плавающей крыше, мм;

n — число отверстий.

Значение π принимают равным 3,1416.

Значения h град , , D 1 . Dn берут из протокола градуировки резервуара.

11.1.2.3 Значение объема нефти в резервуаре, приведенное к стандартным условиям, определяют:

— для стандартной температуры 15 °С ( V н15 ) — по формуле

— для стандартной температуры 20 °С ( V н 20 ) — по формуле

где: CTLV и CTL 20-15 — поправочные коэффициенты, вычисляемые по формулам

где: — коэффициент объемного расширения нефти при температуре 15 °С; r 15 — значение плотности нефти при 15 °С;

Δ tV = tV — 15 — отклонение температуры нефти при измерении объема нефти от стандартной температуры 15 °С.

11.1.3 Определение плотности нефти в резервуаре

Плотность нефти измеряют плотномером в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип или по ГОСТ 3900 с учетом МИ 2153 , или по ГОСТ Р 51069 с учетом систематической погрешности, определенной по МИ 2153 , по объединенной пробе нефти, отобранной из резервуара в соответствии с ГОСТ 2517 . Значения плотности приводят к температуре измерения объёма нефти в резервуаре и к стандартным условиям в соответствии с МИ 2153 или МИ 2632 .

11.1.4 Определение температуры нефти в резервуаре

Среднюю температуру нефти в резервуаре определяют с помощью стационарных преобразователей температуры или преобразователя температуры в составе электронной рулетки в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации одновременно с измерениями уровня или вручную путем ее измерений при отборе точечных проб.

При отборе объединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием по ГОСТ 2517 определяют среднюю температуру нефти путем измерений температуры этой пробы термометром.

При отборе точечных проб температуру нефти в пробе определяют в течение 1 — 3 минут после отбора пробы, при этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы в течение не менее пяти минут. Термометр погружают в нефть на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.

Среднюю температуру нефти рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных по ГОСТ 2517 .

11.1.5 Определение массы брутто нефти в резервуаре

Массу брутто нефти, в тоннах, в мерах вместимости вычисляют по формуле

где ρн — плотность нефти при температуре измерений объема в резервуаре, кг/м 3 ;

VH — фактический объем нефти в резервуаре, м 3 , определенный по формуле ( 1 ).

11.1.6 Определение массы брутто нефти при откачке из резервуара

При откачке нефти из резервуара массу сданной нефти определяют как разность первоначальной массы и массы остатка.

Массу сданной нефти МСД вычисляют по формуле

где М H 1 — масса нефти до начала откачки, определённая по формуле ( 11 ) , т;

М H 2 — масса остатка нефти, определённая после откачки нефти из резервуара по формуле ( 11 ) , т.

11.1.7 Определение массы брутто нефти при закачке нефти резервуар

При закачке нефти в резервуар массу принятой нефти Мпр вычисляют по формуле

где М H 1 — масса нефти до начала закачки нефти в резервуар, определённая по формуле ( 11 ) , т;

М H 2 — масса остатка нефти, определённая по окончании процесса закачки по формуле ( 11 ) , т.

11.1.8 Определение массы нетто нефти в резервуаре

где WВ — массовая доля воды в нефти, %;

W МП — массовая доля механических примесей в нефти, %;

W ХС — массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по формуле

(14)

где φ xc — концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм 3 ;

r v — плотность нефти при условиях измерений объема нефти, кг/м 3 .

Если измеряют не массовую, а объёмную долю воды в нефти, то массовую долю вычисляют по формуле

(15)

где φв — объемная доля воды в нефти, %;

r в — плотность воды, кг/м 3 (принимают равной 1000 кг/м 3 ).

11.2 При автоматизированных измерениях массы нефти в мерах вместимости уровень нефти измеряют уровнемером, входящим в состав автоматизированной системы учета. Плотность нефти определяют по каналу измерений плотности АСУ, или по объединенной пробе нефти, отобранной по ГОСТ 2517 . Температуру нефти измеряют автоматически, используя канал измерений температуры автоматизированной системы учета.

12 Обработка результатов измерений

12.1 При применении системы измерений количества нефти обработка результатов измерений и необходимые расчеты объема и массы нефти проводятся системой обработки информации автоматически (с учетом данных, введенных оператором вручную). Допускается проводить обработку результатов вручную.

12.2 Алгоритмы и программы обработки данных результатов измерений должны быть аттестованы в порядке, установленном МИ 2676 .

13 Оформление результатов измерений

13.1 Протоколы измерений, выполненных измерительными компонентами системы измерений количества нефти, хранят в распечатанном виде в деле. Форма протоколов — согласно установленной в компьютерной программе системы.

13.2 Результаты измерений, выполненных переносными средствами измерений, фиксируют в журнале регистрации результатов измерений, формы которых приведены в приложении А .

13.3 На основании журналов регистрации результатов измерений оформляют акт приема-сдачи нефти по форме, установленной в Рекомендации Р 50.2.040-2004.

14 Обеспечение требований к погрешности измерений

14.1 Средства измерений, применяемые при измерениях, должны иметь сертификат об утверждении типа в соответствии с ПР 50.2.009-94.

14.2 Средства измерений, применяемые при измерениях, должны быть поверены в соответствии с ПР 50.2.006. Периодичность поверки — не реже одного раза в год.

14.3 Периодическую поверку резервуаров проводят не реже одного раза в пять лет.

Приложение А. Формы журналов регистрации результатов измерений массы нефти в вертикальном резервуаре

А.1 Форма журнала для резервуаров типа РВС, ЖБР, ЖБРП

Источник



Резервуар как средство измерений

§ РД 09-102-95 «Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России (Ростехнадзору РФ)»;

§ РД 153-112-017-97 «Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров».

В комплексе этих документов определены допустимые и недопустимые значения параметров конструкции резервуара, необходимые для оценки состояния его работоспособности, степени деградации и принятия решений о необходимости компенсационных мероприятий и возможности дальнейшей эксплуатации в качестве хранилища жидких сред. Однако, ни один из указанных документов не рассматривает резервуар как средство измерений и не предлагает методов количественной оценки деформаций конструкции и изменения МХ в условиях эксплуатации.

Как резервуар подвергается периодической «поверке» в процессе эксплуатации?

Процедура «поверки» определена единственным документом ГОСТ 8.570-2004 «Резервуары стальные вертикальные. Методика поверки». Согласно ему межповерочный интервал устанавливается не реже одного раза в пять лет.

Единственной предлагаемой нормативной метрологической характеристикой резервуара как средства измерений вместимости определена градуировочная таблица вместимости (зависимость вместимости от уровня жидкости по высоте резервуара) с декларируемой инструментальной составляющей погрешности измерения вместимости равной для резервуаров номинальной вместимостью от 5 000 м3 до 50000 м3 – 0,1 %.

Градуировочную таблицу можно получать двумя методами:

— объемным, когда зависимость вместимости от уровня жидкости определяют при последовательном, дозированном заполнении РВС;

— геометрическим, когда градуировочная таблица рассчитывается по результатам обмеров резервуара (длине окружности первого пояса, отклонения по вертикали образующих, толщин стенок по поясам) по специальной программе.

Процедуры поверки в сравнении с эталоном не предусмотрены.

Таким образом, применяемый подход определения МХ РВС не обеспечивает контроль за качеством «хранения» и воспроизведения единицы измерения, не дает возможности определения стабильности и изменения погрешности в процессе эксплуатации.

Практически, на каждый межповерочный период создается новая метрологическая характеристика РВС с неизвестной погрешностью. В ГОСТе отсутствует модель расчета и оценки погрешности. Поскольку нет сравнения с эталоном, определить состояние средства измерения невозможно. Критериев определения межповерочного интервала нет.

Отсутствие программы испытаний резервуара для целей утверждения типа СИ вызывает вопросы:

1. Каким образом СИ – резервуар обеспечивает выполнение положений Закона РФ «Об обеспечении единства измерений» и нормативов законодательной метрологии?

2. Каким образом резервуар РВС зарегистрирован в Государственном реестре СИ?

3. Есть ли необходимость сохранять статус резервуара как «меры вместимости»?

4. Является ли процедура нормированная ГОСТ 8.570-2000 «поверкой» или это «калибровка» при применении объемного метода, и «градуировка», при применении геометрического метода?

Технические особенности конструкции резервуара РВС

Конструкция резервуара является оболочковой (толщина стенки меньше диаметра более чем в 100 раз). Легкодеформируемые оболочковые конструкции не могут обеспечить стабильность геометрических параметров в течение срока эксплуатации, а также являются геометрически нестабильными под воздействием различных внешних факторов.

В процессе эксплуатации при наполнении и опорожнении резервуар и его фундамент испытывают статические и переменные (малоцикловые) нагрузки. В местах концентрации напряжения в элементах РВС достигают предела пластичности и вызывают соответствующие деформации. Осадка и поводки фундамента также вызывают изменения формы и размеров РВС. Для вновь изготовленных РВС характерна деформация на начальном этапе эксплуатации из-за релаксации сварочных напряжений.

Обычно, если деформации не превышают допустимых по критериям устойчивости, то продолжается дальнейшая эксплуатация резервуара при неопределенном изменении его МХ.

Таким образом, конструкция резервуара по эксплуатационному поведению не является стабильной, подвержена накоплению пластических деформаций и изменению МХ. Необратимые изменения формы и размеров конструкции не учитываются моделью упругих деформаций, заложенной в основу Гост 8.570-2000.

Отсутствие математической модели расчета погрешности МХ, отсутствие процедуры поверки с эталоном не позволяют определить достоверность результатов измерения вместимости части резервуара, занятой жидкостью.

Наличие только одной метрологической характеристики (градуировочной таблицы) явно недостаточно для того, чтобы контролировать стабильность геометрии конструкции в процессе срока службы СИ.

Таким образом, резервуар РВС не может быть признан средством измерения вместимости де-юре, с точки зрения формальной метрологии, и де-факто, из-за наличия упругих и пластичных деформаций, не учтенных при проектировании, изготовлении, монтаже и эксплуатации.

Известно, что в спорных ситуациях, при сравнении результатов измерений массы нефти и нефтепродуктов, получаемых различными методами и средствами измерений, арбитражными признаются результаты, полученные с применением резервуара.

Источник