Как посчитать по градуировочной таблице

Как посчитать по градуировочной таблице

Группа: Участники форума
Сообщений: 3846
Регистрация: 13.2.2008
Пользователь №: 15519

Группа: Участники форума
Сообщений: 359
Регистрация: 13.9.2009
Из: СПБ
Пользователь №: 38415

Скачайте
Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов
там есть перерасчет плотности топлива в зависимости от температуры.

Спасибо, почитал. Но это не то что мне нужно.

P.S. Повторюсь, хочу научиться рассчитывать объём продукта находящегося в резервуаре на настоящий момент. С учётом всех переменных, температура, плотность и т.д. Если у кого есть навыки, помогите пожалуйста!

Группа: Участники форума
Сообщений: 894
Регистрация: 16.4.2008
Из: Украина
Пользователь №: 17849

Спасибо, почитал. Но это не то что мне нужно.

P.S. Повторюсь, хочу научиться рассчитывать объём продукта находящегося в резервуаре на настоящий момент. С учётом всех переменных, температура, плотность и т.д. Если у кого есть навыки, помогите пожалуйста!

В жизни обьем бензина(ДТ) измеряется с помощью мерного штока. Круглая труба из нержавейки
набирается различной длины из секций. На ней нанесена шкала (мм, см и м).
Измеряется обьем в подземном резервуаре просто. Натираете шкалу штока мелом и опускаете в
резервуар с определенным видом топлива. Акуратно чтоб не стукнуло об дно.
Потом вытягиваете. Уровень в резервуаре покажет граница мокрого и сухого мела. Записываете
уровень например 215,3 см. На каждый резервуар есть утвержденная в службе метрологии и стандартизации градуировочная таблица. По ней переводите уровень из см в обьем в литры.

P.S.
Дизель необходимо мерять послнедним. Он жирный и после него шток, для того чтоб закрасить мелом, нужно отмывать в бензине. (лучше в 95- ом).

А плотность при этом учитывается в этой градуировочной таблице?

В качестве примера: Сегодня рабочий день, в резервуар слили топливо и из него же отпускали. Утро нового рабочего дня. Ночью температура понизилась, плотность продукта возросла, уровень упал. Нужно определить на сколько упал уровень продукта из-за естественных условий. И сколько стырили.

Группа: Участники форума
Сообщений: 894
Регистрация: 16.4.2008
Из: Украина
Пользователь №: 17849

Плотность меряется ареометром. На каждый бензин(на диапазон плотностей) свой. Темп-ра ртутником. При чем на разной глубине она может быть разная.

Зависимость плотности от тем-ры

Ro(T)- плотность при темп-ре T (К)
beta-коеф-нт обьемного расширения при 293 К 1/К.
Ориентировочно есть таблица с его значениями (найдите в Ин-те книгу П.И.Тигунов Типовые
расчеты при проектировании и експлуатации нефтебаз)
Но его можно посчитать и самому.
У вас есть сертификат на привезенную партию там есть Ro(293) и кроме этого обязательно должна быть Ro(T) и T (К) при которой залили топливо в секцию бензовоза на заводе или нефтебазе.Оттуда можно ”выцарапать” beta для конкретного вида привозного топлива.
Дальше считаем:
У Вас было 5000 л топлива с характеристиками Ro(293)=800 кг/м3 и beta=0.000952 1/К
при темп-ре 25 С (298 К) измерянная плотность составила 796.2 кг/м3
Продали за смену 900 л(считаем что темп-ра была постоянной). Утром при сдаче смены замеряли уровень, темп-ру 5 С(278 К) и плотность 811.6 кг/м3
Должны приблизительно выйти (масса остается одинаковой) на
5000-900=4100 л= 4.1 м3 * 796.2/811.6 = 4.0 м3 или 4000 л
Сравниваете с величиной обьема посчитаной по уровню и градуировочной таблицы.

Источник

Градуировочная таблица резервуара: необходимые сведения о ней

Работа, связанная с хранением газов или иных веществ в емкостях – резервуарах, требует, чтобы в наличии имелась градуировочная таблица резервуара, а на самих емкостях была нанесена соответствующая разметка. Необходимость в этом возникает, поскольку резервуар рано или поздно придет в негодность.

Градуировочная таблица резервуара 25 м3 необходима для проведения своевременной поверки состояния емкостей, в том числе баллонов и цистерн. Наносить подобную разметку обязаны все компании, работающие как с газами, так и нефтепродуктами, поскольку подобные разметки помогают ориентироваться в сроках эксплуатации резервуара. Градуировке подлежат все виды и типы емкостей, исключений не существует. Этот процесс осуществляется благодаря наличию специальных приборов, которые производят измерения, необходимые для составления таблицы. Все данные синхронизируются и заносятся в таблицу, чтобы потом облегчить специалистам работу.

Основы работы с градуировочными таблицами

Этот вид таблиц составляется для того чтобы соответствовать требованиям закона, который гласит о том, что все средства измерения емкостей должны иметь единый стандарт оформления. Градуировочная таблица резервуара 50 м3 ни чем не отличаются от емкостей с большими или меньшими показателями по качеству составления и учитываемым параметрам. Сегодня градуировка резервуаров является востребованной и обязательной к выполнению процедурой на рынке хранения и поставки газов и нефтепродуктов. Она позволяет рассчитывать естественный износ резервуаров, предотвращая опасные ситуации, принимать во внимание придонные отложения, которые вызывают изменение форм емкостей, что в свою очередь приводит к их преждевременному износу. Важно помнить, что если произошло изменение в форме резервуара, то и конечная вместимость станет иной, но если градуировочная таблица резервуара 75 м3 указывает такой объем, он останется неизменным на весь срок эксплуатации, поскольку проверки позволят быстро и эффективно устранять неполадки и недочеты, если таковые будут иметь место.

Градуировочная таблица резервуаров составляется несколькими методами:

Каждый из этих способов имеет свои положительные и отрицательные стороны, но позволяет достичь оптимальных результатов. Геометрический способ, соответственно, учитывает особенности форм резервуара, объемный динамический выполняется путем непрерывного наполнения специальной поверочной жидкостью, которая позволяет высчитать объем сосуда.

Градуировочная таблица резервуара 10 м3, например, наиболее часто применяется для баллонов, предназначенных к использованию в бытовых условиях. Естественно, что выбор наиболее подходящего метода зависит от многих факторов, прежде всего от имеющихся средств измерения. Для поверки подземных резервуаров, где составляется градуировочная таблица резервуара 100 м3, наиболее выгодно применять объемный метод. По данным проведенной градуировки резервуара составляется индивидуальная таблица на каждый резервуар в отдельности. Это позволяет производить контроль качества содержимого и его расход. Таблица, кроме прочего, полностью и достоверно отражает зависимость вместимости резервуара от уровня его наполнения, они действительны в течение 5 лет.

Градуировочная таблица резервуара – это некий технический документ, который невозможно потерять, поскольку он нанесен непосредственно на баллон. При осуществлении проверки в обязательном порядке следует действовать аккуратно, прибегая к рекомендациям техники безопасности. Важным условием является то, что градуировочная таблица резервуара может быть нанесена исключительно специалистами, которые основываются на данных полученных замеров и подкрепленные документацией относительно представленных емкостей.

Источник

Как посчитать по градуировочной таблице

Нужно будет округлить число в большую сторону, потом от большего значения в градуировочной таблице (индекс 102) отнять меньшее (индекс 101) и если число 101,4 нужно эту разницу разделить на 10 и умножить на 4. А потом из значения (индекса) 101 прибавить число полученное ранее.

Математически я себе это представляю. А как перевести в Excel не хватает опыта.
В общем помогите, советом или делом.
С уважением, Вадим.

Нужно будет округлить число в большую сторону, потом от большего значения в градуировочной таблице (индекс 102) отнять меньшее (индекс 101) и если число 101,4 нужно эту разницу разделить на 10 и умножить на 4. А потом из значения (индекса) 101 прибавить число полученное ранее.

Математически я себе это представляю. А как перевести в Excel не хватает опыта.
В общем помогите, советом или делом.
С уважением, Вадим. Fell4bsk

Нужно будет округлить число в большую сторону, потом от большего значения в градуировочной таблице (индекс 102) отнять меньшее (индекс 101) и если число 101,4 нужно эту разницу разделить на 10 и умножить на 4. А потом из значения (индекса) 101 прибавить число полученное ранее.

AlexM

Дата: Пятница, 11.10.2013, 10:15 | Сообщение № 2

Serge_007 Дата: Пятница, 11.10.2013, 10:28 | Сообщение № 4 Вам первое, пока устное, предупреждение Вам первое, пока устное, предупреждение Вам первое, пока устное, предупреждение AlexM Дата: Пятница, 11.10.2013, 10:42 | Сообщение № 6 Обозначение: МИ 3242-2009 Название рус.: Государственная система обеспечения единства измерений. Масса и объем нефтепродуктов. Методика измерений в горизонтальных резервуарах Статус: введен впервые Дата актуализации текста: 05.05.2017 Дата добавления в базу: 01.02.2017 Утвержден: 07.12.2009 ФГУП ВНИИР Ссылки для скачивания:

Номер мобильного модема (без голосовой связи)
9269171249 МегаФон, Московский регион.

Источник

Градуировка резервуаров

В соответствии с Законом «Об обеспечении единства измерений», нефтяные резервуары подлежат обязательной поверке. При этом проводится определение вместимости, градуировка резервуаров и составление градуировочной таблицы.

Сегодня градуировка резервуаров является востребованной на рынке хранения и поставки нефтепродуктов.

Естественный износ резервуаров, придонные отложения нефтешламов вызывают изменение геометрических форм емкостей и оказывают влияние на уменьшение их внутреннего пространства.

Это неизбежно влечет за собой трудности с определением истинного количества содержащихся в резервуарах нефтепродуктов.

Градуировка резервуаров — что это такое

Градуировка резервуара — Операция по установлению зависимости вместимости резервуара от уровня его наполнения, выполняемая организациями национальной (государственной) метрологической службы или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц при выпуске из производства или ремонта и при эксплуатации.
Источник: ГОСТ 8.346-2000: Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки

Градуировка резервуаров АЗС

Градуировка резервуаров АЗС дает ощутимую экономию денежных средств. Определение точного объема поступившего и проданного топлива, имеет решающее значение для учета расхода нефтепродуктов и реальной экономии.

При этом затраты на проведение градуировки резервуаров АЗС окупаются очень быстро, поскольку потери топлива составляют в среднем 3 м 3 в месяц для небольшой АЗС.

Градуировка резервуаров проводиться в соответствии с требованиями ГОСТ 8.346-2000 и ГОСТ 5.870-2000. Первичная градуировка емкостей выполняется после монтажа и проведения гидравлических испытаний.

Периодическая градуировка резервуаров проводится после окончания срока действия градуировочной таблицы, а также после проверки вместимости, ремонта и зачистки резервуаров.

При обнаружении изменения базовой высоты резервуара, а также при реконструкции емкости, отражающейся на ее вместимости, проводят внеочередную градуировку резервуара.

Градуировка резервуаров проводится геометрическим, объемными статическим или динамическим методами, а также их комбинациями.

Градуировка резервуаров геометрическим методом

Геометрический метод применяется для того, чтобы можно было определять градуировку резервуаров, но только наземных, у которых устройство одностенное. Использовать его в отношении подземных, а также двустенных емкостей просто неосуществимо из-за того, что осуществление требуемых замеров недоступно.

Для данного метода характерно получение в полном объеме геометрических размеров замеряемого резервуара. Еще нужны данные по конструктивным составным частям и скрытому оборудованию. Также выполняется нивелировка дна, чтобы в расчет ввести обмер углублений и вогнутостей. Замеряют в обязательном порядке толщину стенок и имеющихся составных частей резервуара.

Для реализации замеров пользуются разнообразным оборудованием, а также измерительными приборами как электронными, так и ультразвуковыми. Когда собраны все требуемые вычисления, тогда осуществляется записывание полученных показаний в таблицу.

При помощи геометрического метода можно определить самые разные объемы емкостей. Проведение подобных замеров является самым оправданным с экономической точки зрения и приемлемым для того, чтобы определить расчеты по резервуарам с крупным объемом.

Градуировка резервуаров объемным методом

Объемным методом можно вести замеры резервуаров с емкостями различных форм и видов. Но есть одно ограничение, связанное с объемом. Получение данных возможно только для тех вместимостей, которые по объему меньше пяти тысяч. Получается, что такой способ обмера есть чуть ли не единый для резервуаров 2-стенных и подземных.

Градуировку вместимостей на АЗС осуществляют именно этим методом, и он является самым используемым. Работы по поверке на таких станциях проводятся как обычным способом, так и программно-измерительными комплексами и лабораториями, что подводит именно к обширному потреблению градуировки резервуаров. За короткий промежуток времени достигается калибровка резервуаров с высочайшей точностью благодаря подобному оборудованию.

Для объемного метода характерен учет метеоусловий, а также температуры жидкости, которой реализовывают поверку, и воздуха. Применяются для осуществления замеров либо осветленные нефтепродукты, либо обычная вода. Осуществляются действия при отсутствии осадков и температуре воздуха от 5 и до 35 градусов. Если поверочной жидкостью обозначена вода, тогда конкретно ее температура обязана равняться двум градусам. В аналогичной ситуации для нефтепродуктов это значение составляет всего полградуса.

Для осуществления объемного метода есть два действующих варианта. К первому причисляется статический. При нем в емкость резервуара подкачивается жидкость для поверки с контролируемым объемом. Во втором варианте используются готовые мерные емкости или так называемые мерники. Жидкость для поверки, помещенная в мерник, перекачивается насосом в резервуар. Затем фиксируются наработанные результаты и заносятся в таблицу. В ней отражается объем, который закачан, и отмечается зафиксированный уровень.

Поверочные работы проводятся современным оборудованием, способствующим достигать значительной точности в течение малого временного интервала. Для этой цели пользуются программно-аппаратным комплексом, в котором поверочные измерения осуществляются с использованием лазерного сканера. Это дает возможность рассчитать данные ко всевозможным типам резервуаров.

Выбор метода градуировки емкостей зависит от номинального объема резервуара, факторов экономической целесообразности, удобства и наличия средств измерения.

Для поверки подземных резервуаров используют только объемный метод.

При проведении поверки учитывают погодные факторы, а также температуру окружающей среды и поверочной жидкости.

Градуировочная таблица резервуара

По данным проведенной градуировки резервуара составляется градуировочная таблица на каждый резервуар. Это позволяет контролировать точное количество получаемого и расходуемого топлива.

Таблица отражает зависимость вместимости резервуара от уровня его наполнения. Таблицы градуировок действительны в течение 5 лет.

При поверке резервуаров обязательными условиями является соблюдение правил техники безопасности, применение средств контроля и измерений, выполненных во взрывозащищенном исполнении, а также соответствие состава воздуха вблизи или внутри резервуара требованиям санитарных норм.

Градуировку резервуаров имеют право выполнять организации и компании на основании полученных разрешительных документов (лицензии, аттестат аккредитации).

Квалификация лиц, проводящих поверку резервуаров, должна быть подтверждена соответствующими документами.

Специалисты компании Эвита-Стайл качественно и в самые оптимальные сроки проводят градуировку резервуаров с составлением таблицы градуировок и оформлением документов, отражающих результаты поверки.

Источник

Государственная система обеспечения единства измерений. Масса и объем нефтепродуктов. Методика измерений в горизонтальных резервуарах

Рекомендация распространяется на массу и объем нефтепродуктов и устанавливает методику измерений в резервуарах горизонтальных стальных.

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ
РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ
ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ
(ФГУП «ВНИИР»)ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТРДиректор ФГУП «ВНИИР»____________ А.А. КогогинГосударственная система обеспечения единства измеренийМАССА И ОБЪЕМ НЕФТЕПРОДУКТОВМетодика измерений в горизонтальных резервуарахОАО «Нефтяная компания «Роснефть» (ОАО «НК «Роснефть»)М.П. Естин, С.А. Абрамов, С.Е. БашкуровФГУП «ВНИИР» ГНМЦ 07 декабря 2009 г.Свидетельство об аттестации № 23207-09 от 10 декабря 2009 г.ФГУП «ВНИИМС» ГНМЦ 18 декабря 2009 г.Код регистрации методики измерений в Федеральном реестре методик измерений ФР. 1.29.2009.06687ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА
ИЗМЕРЕНИЙМАССА И ОБЪЕМ НЕФТЕПРОДУКТОВМетодика измерений в вертикальных резервуарах1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯНастоящая Рекомендация распространяется на массу и объем нефтепродуктов и устанавливает методику измерений в резервуарах горизонтальных стальных.2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИВ настоящей Рекомендации использованы ссылки на следующие стандарты:ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверкиГСИ. Метроштоки для измерений уровня нефтепродуктов в горизонтальных резервуарах. Методика поверкиСистема стандартизации безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положенияСистема стандартизации безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоныСистема стандартизации безопасности труда. Костюмы мужские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условияСистема стандартизации безопасности труда. Костюмы женские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условияОбувь специальная кожаная для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условияТермометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условияНефть и нефтепродукты. Методы отбора пробНефть и нефтепродукты. Методы определения плотностиРулетки измерительные металлические. Технические условияРезервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Типы и основные размерыАреометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условияТермометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытанийГСИ. Методики выполнения измеренийГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измеренийГосударственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положенияНефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометромГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98)Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требованияЭлектрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯВ настоящей Рекомендации использованы следующие термины с соответствующими определениями:3.1 измерительная система: совокупность измерительных, связующих, вычислительных компонентов, образующих измерительные каналы, и вспомогательных устройств (компонентов измерительной системы), функционирующих как единое целое.3.2 испытательная лаборатория (испытательный центр): химико-аналитическая лаборатория, выполняющая контроль качества (параметров).3.3 методика измерений: совокупность конкретно описанных операций, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с установленными показателями точности.3.4 персональный компьютер: универсальная ЭВМ, предназначенная для индивидуального использования.3.5 программное обеспечение: совокупность программ, системы обработки информации и программных документов, необходимых для эксплуатации этих программ.3.6 система обработки информации: вычислительное устройство, принимающее и обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах продукта, измеренных первичными преобразователями, и включающие в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.3.7 средство измерений: техническое средство, предназначенное для измерений.3.8 стандартные условия: условия, соответствующие температуре нефтепродукта 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю.3.9 температура измерения объема: температура нефтепродукта в мере вместимости, мере полной вместимости при измерении уровня.3.10 условия измерений объема (при косвенном методе статических измерений): условия, соответствующие температуре нефтепродукта в мере вместимости при измерении уровня и избыточному давлению, равному нулю.4 ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯВ настоящей Рекомендации приняты следующие сокращения:5 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К МЕТОДАМ ИЗМЕРЕНИЙ И ВЫЧИСЛЕНИЙ И ПОРЯДОК ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДИКИ ИЗМЕРЕНИЙ5.2 Массу нефтепродукта в РГС вычисляют как произведение объема и плотности нефтепродукта, приведенных или к стандартным условиям, или к условиям измерений объема.5.4 Объём, плотность и температуру нефтепродукта определяют по результатам измерений с использованием СИ, согласно требованиям раздела 7 настоящей Рекомендации.5.5 Массу нефтепродукта, отпущенного из резервуара или принятого в резервуар, вычисляют как разность результатов измерений массы нефтепродукта в резервуаре, полученных до и после отпуска (приема) нефтепродукта.5.6 Измерения должны проводиться в соответствии с требованиями настоящей Рекомендации.1 Программное обеспечение к методикам измерений объёма и массы нефти и нефтепродуктов разработано ОАО «НК «Роснефть» и аттестовано ФГУП «ВНИИМС».5.8 В исключительных случаях, до инсталляции ПО на персональные компьютеры или до переинсталляции в случае выхода из строя ПО, допускается выполнение вычислений без применения ПО.Вычисления массы для таких случаев выполняются на основе примеров, приведенных в приложении Б настоящей Рекомендации. При этом следует руководствоваться следующими требованиями:5.8.1 Результаты измерения плотности и объема нефтепродукта приводят к стандартным условиям или результат измерений плотности приводят к условиям температуры измерения его объема.5.8.2 Приведение плотности и объема к стандартным условиям выполняется по следующим таблицам 2 :к 15 °С по таблице 53В АСТМ Д 1250 [7];к 20 °С по таблице 59В ИСО 91/2 [6];к 15 °С по таблице 54В [7];к 20 °С по таблице 60В [6].2 Таблицы в электронном виде входят в поставочный комплект методик измерений.5.8.3 При температуре измерения объема нефтепродукта измерение плотности должно осуществляться в лабораторных условиях в термостате при температуре измерения его объема. Иные методы определения плотности для данного случая не допустимы.6 ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИИ6.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и объема нефтепродукта в резервуаре не должны превышать значений, приведенных в таблице 1.Пределы допускаемой относительной погрешности измеренийобъема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям, %Косвенный метод статических измерений до 120 тКосвенный метод статических измерений от 120 т и выше6.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта, отпущенного из резервуара или принятого в резервуар, не должны превышать значений, приведенных в таблице 2.Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта, отпущенного из резервуара или принятого в резервуар, %Косвенный метод статических измерений до 120 тКосвенный метод статических измерений от 120 т и выше7 СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИИ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА7.1 При выполнении измерений массы и объема нефтепродукта применяют следующие меры вместимости, СИ и технические средства:7.2 СИ и технические средства, не образующие измерительные системы:7.2.1 Неавтоматизированные СИ:- метрошток с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±1 мм по ГОСТ 8.247 или рулетка измерительная с грузом (лотом) 2-го класса точности по ГОСТ 7502 ;- термометры ртутные стеклянные по ГОСТ 28498 или ГОСТ 400 с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С, используемые для определения температуры нефтепродукта в РГС;- переносной электронный измеритель уровня (электронная рулетка) с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±3 мм;- переносной погружной электронный термометр с разрешающей способностью 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С;- комбинированные СИ, обеспечивающие выполнение функций, указанных в 7.2.2, в любых комбинациях, предусмотренных конструкцией данных СИ.7.2.3 Персональные компьютеры или технические средства для обработки и вычисления результатов измерений.7.3 Водочувствительная лента или паста.7.5 Измерительные системы в составе:- канала (каналов) измерения уровня с использованием уровнемеров с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±3 мм;- канала (каналов) измерения температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С;- канала (каналов) измерения плотности нефтепродукта в РГС;- СОИ с пределом допускаемой относительной погрешности не более ±0,05 %.7.6 СИ и технические средства в ИЛ (ИЦ):7.6.1 При определении плотности ареометром по ГОСТ 3900 :- пробоотборник по ГОСТ 2517 ;- ареометры для нефтепродукта по ГОСТ 18481 типа АН, АНТ-1. Допускается применять аналогичные ареометры, отградуированные по нижнему мениску;- цилиндры для ареометров стеклянные по ГОСТ 18481 или металлические соответствующих размеров;- термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 № 4 по техническим условиям ТУ 25-2021.003 [15] или термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов типа ТИН-5 по ГОСТ 400 при использовании ареометров типа АН. Термометр должен быть откалиброван на полное погружение с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С;- термостат или водяная баня для поддержания температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.7.6.2 При определении плотности ареометром по ГОСТ Р 51069 :- пробоотборник по ГОСТ 2517 ;- ареометры для нефтепродукта по ГОСТ 18481 ;- цилиндры для ареометров стеклянные по ГОСТ 18481 или металлические соответствующих размеров;- термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 № 2 и № 3 по техническим условиям [15] или термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов типа ТИН-5 по ГОСТ 400 при использовании ареометров типа АН. Термометр должен быть откалиброван на полное погружение с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С;- термостат или водяная баня для поддержания температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.7.7 Допускается применять другие аналогичные по назначению СИ, ИС и технические средства, допущенные к применению в установленном порядке, если их характеристики не уступают указанным в настоящей Рекомендации.7.8 СИ и ИС, участвующие в измерении массы нефтепродуктов, должны иметь сертификаты об утверждении типа в соответствии с ПР 50.2.009 [9].Измерительные системы, собираемые на месте эксплуатации (ИС-2 согласно ГОСТ Р 8.596 ), должны быть внесены в Государственный реестр, как СИ единичного типа.7.10 Программное обеспечение, применяемое в составе СОИ ИС, должно быть аттестовано в установленном порядке в соответствии с МИ 2955 [11], МИ 2676 [12], МИ 2174 [13].7.11 Периодичность поверки СИ, применяемых при измерениях массы нефтепродукта в РГС, должна соответствовать межповерочному интервалу, установленному при утверждении типа. Изменение межповерочного интервала проводится органом Государственной метрологической службы по согласованию с метрологической службой юридического лица.7.12 Поверку резервуаров проводят не реже одного раза в пять лет.7.13 Технологические трубопроводы должны быть отградуированы (определена вместимость) в соответствии с МИ 2800 [14]. Градуировочную таблицу на технологический трубопровод составляют суммированием вместимостей отдельных трубопроводов. Градуировочную таблицу на отдельный трубопровод составляют суммированием вместимостей его участков. Периодичность градуировки не реже одного раза в десять лет.8 УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИИ8.1 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:- скорость ветра не более 12,5 м/с.8.2 Измерение плотности нефтепродукта в отобранной пробе должно проводиться в лаборатории или специально оборудованном помещении.8.3 Измерение уровня нефтепродукта и подтоварной воды проводят измерительной рулеткой с лотом или метроштоком только через измерительный люк. Во время опускания рулетки, метроштока внутрь резервуара операторы находятся с наветренной стороны люка и не должны наклоняться над измерительным люком. Лента измерительной рулетки должна плавно и непрерывно скользить по направляющему пазу планки измерительного люка. Метрошток опускают (поднимают) строго вертикально.8.4 Для обеспечения указанных в 6.2 настоящей Рекомендации пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы принятого и отпущенного нефтепродукта значения уровней нефтепродукта в резервуаре до и после приема, до и после отпуска должны соответствовать допустимым значениям, приведенным в таблицах A.1, А.2 приложения А.9 КВАЛИФИКАЦИЯ ОПЕРАТОРОВ, ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫЛица, выполняющие измерения, должны:- соблюдать требования по охране труда, промышленной и экологической безопасности и правила пожарной безопасности, распространяющиеся на объект, на котором проводят измерения;Выполнение измерений проводят в соответствии с утвержденными действующими правилами и нормативными документами:- в области соблюдения безопасной эксплуатации электроустановок ПОТ Р М-016 [3];9.3 Площадка, на которой установлены резервуары, должна содержаться в чистоте, без следов нефтепродукта, и быть оборудована первичными средствами пожаротушения. Не допускается выбросов и выделений нефтепродуктов в окружающую среду.9.4 Для освещения применяют светильники во взрывозащищенном исполнении. Переносные светильники включают и выключают за земляным валом или ограждением резервуарного парка. Защита от статического электричества должна соответствовать требованиям правил [16].- переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе (алюминия, бронзы, латуни и др.);- для крепления переносного пробоотборника используют гибкие, не дающие искр, металлические тросики. При применении шнуров (веревок и т.д.) из неэлектропроводных материалов на их поверхности должен быть закреплен многожильный, не дающий искр, неизолированный металлический проводник, соединенный с пробоотборником. Перед отбором проводник должен заземляться с элементами РГС.10 ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИИ10.1 Подготовка к выполнению измерений проводится в соответствии с технической документацией на СИ и другие технические средства, применяемые при измерениях.При подготовке к выполнению измерений выполняют следующее:10.1.1 Проверяют включенное состояние оборудования и наличие напряжения питания.10.1.2 Проверяют исправность пробоотборника и его комплектность. При наличии загрязнения переносной пробоотборник протирают бензином и просушивают.10.1.3 Проверяют состояние оборудования, герметичность фланцевых соединений, контролируют отсутствие утечек нефтепродукта, отсутствие посторонних шумов и вибраций на измерительных линиях, исправность СИ, целостность пломб и клейм.10.1.4 При приеме нефтепродукта в резервуар измерения выполняют после 2-х часового отстоя нефтепродукта по завершении приема. При несоблюдении сроков отстоя в установленных на предприятии формах по учету движения нефтепродуктов делается отметка о фактическом времени отстоя.11 ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИИ И ВЫЧИСЛЕНИИ11.1Измерение массы нефтепродукта неавтоматизированными средствами измерений.11.1.1 Определение объема нефтепродукта в резервуаре.Объем нефтепродукта в резервуаре определяют по градуировочной таблице резервуара с использованием результата измерения уровня нефтепродукта и уровня подтоварной воды.11.1.1.1 Измерение уровня нефтепродукта.Проверяют базовую высоту (высотный трафарет) резервуара, как расстояние по вертикали между днищем резервуара в точке касания лота рулетки и риски планки измерительного люка. Полученный результат сравнивают с величиной базовой высоты, указанной в градуировочной таблице резервуара или в последнем акте ее ежегодного измерения и нанесенной на трафарете.Если измеренное значение базовой высоты отличается от значения, нанесенного на трафарете, более чем на 0,1 %, выявляют причину изменения базовой высоты и устраняют ее. На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, измерения уровня нефтепродукта проводят по высоте пустоты резервуара.Измерения уровня нефтепродукта по высоте пустоты резервуара проводят в следующей последовательности:- опускают рулетку с лотом ниже уровня нефтепродукта. Первый отсчет (верхний) по рулетке проводят на уровне риски планки измерительного люка. Затем рулетку с лотом поднимают строго вверх без смещения в стороны и проводят второй отсчет (нижний) по линии смачивания с точностью до 1 мм;- определяют высоту пустоты как разность верхнего и нижнего отсчетов;- определяют уровень нефтепродукта в резервуаре как разность величины базовой высоты (высотного трафарета) данного резервуара и полученного значения высоты пустоты резервуара.Если измеренное значение базовой высоты совпадает со значением, нанесенным на трафарете, или отличается от него менее чем на 0,1 %, измерения уровня нефтепродукта в резервуаре проводят в следующей последовательности:- опускают ленту рулетки с лотом медленно до касания лотом днища или опорной плиты, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование резервуара, не допуская волн на поверхности нефтепродукта и ударов о днище резервуара. Лента рулетки должна находиться все время в натянутом состоянии, а место касания лота о днище резервуара горизонтальное и жесткое;- поднимают ленту рулетки строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания;- показания рулетки отсчитывают с точностью до 1 мм сразу после появления смоченной части над измерительным люком.Измерения уровня нефтепродукта в резервуаре (высоты пустоты) проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают большее значение. Если полученное расхождение измерений более 1 мм, измерения повторяют ещё дважды и берут среднее по трём наиболее близким измерениям с округлением до 1 мм.Ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо.11.1.1.2 Измерение уровня подтоварной воды.Уровень подтоварной воды измеряют с помощью метроштока или рулетки с лотом с применением водочувствительной ленты или пасты.- водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к нижнему концу метроштока или лоту рулетки с двух противоположных сторон;- водочувствительная паста тонким слоем наносится на поверхность нижнего конца метроштока или лота рулетки с двух противоположных сторон;- для резкого выделения грани между слоями воды и нефтепродукта метрошток или рулетку выдерживают неподвижно в резервуаре в течение времени, рекомендуемого инструкцией по применению водочувствительной ленты или пасты. Отсчет уровня подтоварной воды проводят с точностью до 1 мм;- если межслойный уровень на ленте или пасте обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, то измерение следует повторить, нанеся новый слой пасты или прикрепив новую ленту;- наличие размытой границы раздела «вода-нефтепродукт» свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае необходимо повторить измерение после отстоя и расслоения эмульсии.11.1.1.3 Определение объема нефтепродукта при температуре его измерения.По измеренному уровню нефтепродукта (см. 11.1.1.1) по градуировочной таблице резервуара определяют общий объем нефтепродукта и подтоварной воды в резервуаре. По измеренному уровню подтоварной воды (см. 11.1.1.2) по градуировочной таблице определяют объем подтоварной воды в резервуаре.11.1.2 Измерение температуры нефтепродукта в РГС для определения массы.11.1.2.3 Среднюю температуру нефтепродукта в резервуаре (t_v) вычисляют по формулам:При диаметре резервуара более 2500 мм:При диаметре резервуара менее 2500 мм независимо от степени заполнения, а также для резервуара диаметром более 2500 мм, заполненного до высоты, равной половине диаметра, и менее:При высоте уровня нефтепродукта менее 500 мм за температуру принимают температуру нефтепродукта, измеренную на нижнем уровне:11.1.3 Определение плотности нефтепродукта в резервуаре.11.1.4 Вычисление массы нефтепродукта в резервуаре.При приведении плотности и объема нефтепродукта к 20 °С массу нефтепродукта, кг, вычисляют по формуле:При приведении плотности и объема нефтепродукта к 15 °С массу нефтепродукта, кг, вычисляют по формуле:При приведении плотности к температуре измерений объёма массу нефтепродукта, кг, вычисляют по формуле:1. Алгоритмы вычислений объема и плотности реализованы в ПО и изложены приложении Г.2. При проведении измерений плотности ареометром вместо значения плотности (ρ _tv ) в формуле (8) используется значение плотности (ρ*), определяемое по формуле Б.1.11.2Измерение массы нефтепродукта автоматизированными средствами измерений, не образующими измерительные системы.11.2.1 Определение объема нефтепродукта в резервуаре.Объем нефтепродукта в резервуаре определяют по градуировочной таблице резервуара с использованием результата измерения уровня нефтепродукта и уровня подтоварной воды.Измерения уровня проводят с использованием переносного электронного измерителя уровня (электронной рулетки) в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора по высоте пустоты резервуара с учетом требований 11.1.1.1.Объем нефтепродукта при температуре измерения объема определяют по формуле (1) настоящей Рекомендации.11.2.2 Измерение температуры нефтепродукта в резервуаре.Температуру нефтепродукта измеряют переносным погружным электронным термометром непосредственно через каждые 50 см, начиная от верхней границы нефтепродукта.Среднюю температуру нефтепродукта в резервуаре (t_v) вычисляют по формуле:Измерение температуры проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации термометра.11.2.3 Определение плотности нефтепродукта в резервуаре.Плотность нефтепродукта измеряют переносным погружным электронным плотномером непосредственно в РГС через каждые 50 см, начиная от верхней границы нефтепродукта.Плотность нефтепродукта в резервуаре (ρ_v) вычисляют по формуле:Измерение плотности проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации плотномера.11.2.4 Вычисление массы нефтепродукта в резервуаре.Массу нефтепродукта в резервуаре вычисляют согласно 11.1.4.11.3Измерение массы нефтепродукта измерительными системами.11.3.1 Определение объема нефтепродукта в резервуаре.11.3.1.1 Объем нефтепродукта в резервуаре определяют с использованием градуировочной таблицы резервуара по результатам измерений уровня нефтепродукта и уровня подтоварной воды с помощью канала измерения уровня в составе измерительной системы.11.3.1.2 При отсутствии канала измерения уровня в составе ИС, уровень нефтепродукта и подтоварной воды измеряют в соответствии с 11.1.1.1 или 11.2.1.11.3.1.3 Объем нефтепродукта при температуре измерения объема определяют по формуле (1) настоящей Рекомендации.11.3.2 Измерение температуры нефтепродукта в резервуаре.11.3.3 Температуру нефтепродукта в резервуаре измеряют каналом (каналами) измерения температуры с использованием термопреобразователей, установленных в трубопроводе.11.3.3.1 При отсутствии канала измерения температуры в составе ИС, температуру нефтепродукта измеряют в соответствии с 11.1.2 или 11.2.2.11.3.4 Определение плотности нефтепродукта в резервуаре.11.2.1 Плотность нефтепродукта в резервуаре измеряют каналом (каналами) измерения плотности с использованием поточных плотномеров, установленных в трубопроводе.При отсутствии канала измерения плотности в резервуаре плотность нефтепродукта измеряют в соответствии с 11.1.3 для ручных СИ или 11.2.3 для автоматизированных СИ.11.3.5 Вычисление массы нефтепродукта в резервуаре.Массу нефтепродукта в резервуаре вычисляют согласно 11.1.4.12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА, ОТПУЩЕННОГО ИЗ РЕЗЕРВУАРА ИЛИ ПРИНЯТОГО В РЕЗЕРВУАР12.1 При проведении отпуска/приема нефтепродукта массу отпущенного (принятого) нефтепродукта вычисляют как разность результатов измерений массы нефтепродукта в резервуаре, полученных до и после отпуска (приема) нефтепродукта, по формуле:12.2 Вычисление массы нефтепродукта в резервуаре до/после отпуска нефтепродукта из резервуара или до/после приема нефтепродукта из резервуара (m₁, m₂) осуществляется:- согласно 11.1 при использовании неавтоматизированных СИ;- согласно 11.2 при использовании автоматизированных СИ, не образующих ИС;- согласно 11.3 при использовании ИС.13 ОЦЕНИВАНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ13.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нефтепродукта (δm) в РГС, %, вычисляются по формуле:1 Если для применяемых СИ и каналов НС заданы как абсолютные, так и относительные погрешности, то для вычисления относительной погрешности измерений массы нефтепродукта применяют формулу (12).2 Если заданы только относительные погрешности (как правило, для НС), то для вычисления относительной погрешности измерений массы нефтепродукта применяют следующую формулу:13.2 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта (δV) в РГС при условиях измерений объема, %, вычисляют по формуле:13.3 Пределы относительной погрешности измерений объема нефтепродукта, приведенного к стандартным условиям (δV_cy), %, вычисляют по формуле:13.4 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы отпущенного/принятого нефтепродукта (δМ), %, вычисляют по формуле:Источник