Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические методика поверки
Обновлено: 12.05.2024
Настоящий стандарт распространяется на цилиндрические резервуары вместимостью от 3 до 200 , используемые для определения объема нефти и нефтепродуктов при выполнении государственных учетных операций и для их хранения, при осуществлении торговли и товарообменных операций с нефтью и нефтепродуктами, и устанавливает методику первичной, периодической и внеочередной поверок.
2 Нормативные ссылки
ГОСТ 8.400-80 Государственная система обеспечения единства измерений. Мерники металлические, образцовые. Методика поверки
ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения
ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.4.099-80 Комбинезоны женские для защиты от нетоксичной пыли, механических воздействий и общих производственных загрязнений. Технические условия
ГОСТ 12.4.100-80 Комбинезоны мужские для защиты от нетоксичной пыли, механических воздействий и общих производственных загрязнений. Технические условия
ГОСТ 2405-88 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия
ГОСТ 12.4.087-84 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Каски строительные. Технические условия
3 Определения
3.1 поверка резервуара: Совокупность операций, выполняемых организациями национальной (государственной) метрологической службы или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц с целью подтверждения соответствия резервуаров метрологическим требованиям.
Градуировочная таблица - зависимость вместимости от уровня наполнения резервуара при нормированном значении температуры. Таблицу прилагают к свидетельству о поверке резервуара и применяют для определения объема жидкости в нем.
3.2 резервуар горизонтальный стальной: Металлический сосуд в форме горизонтально лежащего цилиндра со сферическими, плоскими, коническими или усеченно-коническими днищами, применяемый для хранения и измерений объема жидкостей.
3.3 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.
3.4 вместимость резервуара: Внутренний объем резервуара, который может быть наполнен жидкостью до определенного уровня.
3.5 дозовая вместимость резервуара: Объем жидкости в резервуаре, соответствующий уровню налитых в него доз жидкости.
3.6 посантиметровая вместимость резервуара: Объем жидкости в резервуаре, соответствующий уровню налитых в него доз жидкости, приходящихся на 1 см высоты наполнения.
3.7 номинальная вместимость резервуара: Вместимость резервуара, соответствующая максимальному уровню его наполнения, установленная нормативным документом на горизонтальный резервуар конкретного типа.
3.8 уровень жидкости (высота наполнения): Расстояние по вертикали между плоскостью, принятой за начало отсчета, и свободной поверхностью жидкости, находящейся в резервуаре.
3.9 базовая высота резервуара: Расстояние по вертикали от плоскости, принятой за начало отсчета, до верхнего края горловины резервуара или измерительной трубы.
3.10 "мертвая" полость резервуара: Нижняя часть резервуара, из которой нельзя осуществить отпуск (прием) жидкости, используя стационарные приемно-раздаточные патрубки, клапаны или иные устройства.
3.11 поверочная жидкость: Жидкость, применяемая при поверке резервуара объемным методом. В качестве поверочной жидкости применяют: воду по ГОСТ 2874 и светлые нефтепродукты, кроме бензина. Параметры поверочной жидкости должны соответствовать требованиям 5.3.5.5.
Примечание - При применении для поверки резервуаров передвижных эталонных установок со сдвигом дозирования и проскоком в качестве поверочной жидкости используют только воду.
3.12 степень наклона резервуара: Величина эта, выражаемая через тангенс угла наклона резервуара, рассчитываемая по формуле
3.13 геометрический метод поверки резервуара: Метод поверки резервуара, заключающийся в определении вместимости резервуара по результатам измерений его геометрических параметров.
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические методика поверки
Нужен полный текст и статус документов ГОСТ, СНИП, СП?
Попробуйте профессиональную справочную систему
«Техэксперт: Базовые нормативные документы» бесплатно
Принято Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 41 от 24.05.2012)
За принятие изменения проголосовали национальные органы по стандартизации следующих государств: AZ, BY, KZ, KG, MD, RU, TJ, UZ [коды альфа-2 по MК (ИСО 3166) 004]
Дату введения в действие настоящего изменения устанавливают указанные национальные органы по стандартизации*
* Дата введения в действие на территории Российской Федерации - 2013-07-01.
Раздел 1 изложить в новой редакции (кроме наименования):
"Настоящий стандарт распространяется на цилиндрические резервуары вместимостью от 3 до 200 м, используемые для определения объема нефти и нефтепродуктов при выполнении государственных учетных операций и для их хранения, при осуществлении торговли и товарообменных операций с нефтью и нефтепродуктами, и устанавливает методику первичной, периодической и внеочередной поверок".
"ГОСТ 12.4.087-84 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Каски строительные. Технические условия".
Пункт 3.1. Первый абзац после слов "с целью" изложить в новой редакции: "подтверждения соответствия резервуаров метрологическим требованиям".
Пункт 3.9. Заменить слово: "трубки" на "трубы".
Пункт 3.10 изложить в новой редакции:
"3.10 "мертвая" полость резервуара: Нижняя часть резервуара, из которой нельзя осуществить отпуск (прием) жидкости, используя стационарные приемно-раздаточные патрубки, клапаны или иные устройства".
"Примечание - При применении для поверки резервуаров передвижных эталонных установок со сдвигом дозирования и проскоком в качестве поверочной жидкости используют только воду".
"3.18 полная вместимость резервуара: Вместимость резервуара, соответствующая предельному уровню наполнения, определенная по результатам его поверки.
3.19 предельный уровень: Предельный уровень определения посантиметровой вместимости резервуара, соответствующий расстоянию по вертикали между плоскостью, принятой за начало отсчета при его поверке, и нижним краем горловины резервуара.
3.20 максимальный уровень: Максимально допускаемый уровень наполнения резервуара жидкостью при его эксплуатации, установленный технической документацией на резервуар.
3.21 "мертвый" остаток: Объем жидкости в резервуаре, находящийся ниже плоскости, принятой за начало отсчета уровня жидкости в резервуаре".
Раздел 4. Наименование изложить в новой редакции:
"4 Методы поверки".
Пункт 4.1. Второй абзац изложить в новой редакции:
"Допускается комбинация динамического объемного и статического объемного методов поверки".
Подраздел 5.2. Наименование. Заменить слово: "основных" на "рабочих эталонов".
Подпункты 5.2.1.3-5.2.1.7, 5.2.1.14, 5.2.1.15 изложить в новой редакции:
"5.2.1.3 Линейка измерительная металлическая с диапазоном измерений от 0 до 500 мм по ГОСТ 427.
5.2.1.4 Нутромеры микрометрические с диапазоном измерений от 1250 до 4000 мм по ГОСТ 10.
5.2.1.5 Толщиномер ультразвуковой по [1] с диапазоном измерений от 0,6 до 30 мм и пределами допускаемой погрешности ±0,1 мм.
5.2.1.6 Динамометр с диапазоном измерений от 0 до 100 Н по ГОСТ 13837.
5.2.1.7 Штангенциркуль с диапазоном измерений от 0 до 125 мм, от 0 до 250 мм, от 0 до 400 мм по ГОСТ 166.
5.2.1.14 Анемометр чашечный типа МС-13 с диапазоном измерений от 0 до 20 м/с.
5.2.1.15 Газоанализатор-течеискатель типа АНТ-2М по [2]".
Пункт 5.2.2 дополнить подпунктом - 5.2.2.10:
"5.2.2.10 Газоанализатор-течеискатель типа АНТ-2М по [2]".
Пункт 5.2.3. Заменить слова: "Основные средства поверки резервуара" на "Применяемые рабочие эталоны и средства измерений".
Пункты 5.3.1, 5.3.2 изложить в новой редакции:
"5.3.1 Резервуар должен быть установлен на твердом, не изменяющим своего положения, фундаменте. При заглубленной установке исключают возможность попадания в прямоток грунтовых вод.
5.3.2 Подземные и заглубленные резервуары поверяют только объемным методом".
Подпункт 5.3.4.1 изложить в новой редакции:
"5.3.4.1 Температура окружающего воздуха и внутри резервуара (20±15) °С".
Подпункт 5.3.5.1. Примечание 1. Заменить слова: "минус 15" на "минус 15 °С";
примечание 2 после слов "плюс 2 °С - при применении дизельного топлива" дополнить словами: "и воды (только при применении установки)".
Подпункт 5.3.5.3 после слов "в резервуаре на" изложить в новой редакции: "плюс 2 °С (при применении воды) или 0,5 °С (при применении светлых нефтепродуктов, кроме бензина)".
Подраздел 5.3 дополнить пунктом - 5.3.7:
"5.3.7 Резервуары должны быть освобождены и очищены от остатков хранившейся жидкости".
Пункты 6.1, 6.2 изложить в новой редакции:
"6.1 Поверку резервуаров осуществляют аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели.
6.2 Поверки резервуара проводят:
- первичную - после завершения строительства резервуара или капитального ремонта и проведения гидравлических испытаний резервуара перед вводом его в эксплуатацию;
- периодическую - по истечении срока межповерочного интервала;
- внеочередную - в случае изменения базовой высоты резервуара более чем на 0,1% по 9.1.14.2; при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость, и после очередного полного технического диагностирования".
Пункт 7.1. Заменить слова: "в установленном порядке" на "и в области промышленной безопасности в установленном порядке";
пункт 7.1 дополнить подпунктом - 7.1.1 и сноской - :
"7.1.1 Измерения величин при поверке резервуара проводит группа лиц, включая поверителя организации, указанной в 6.1, и не менее двух специалистов, прошедших курсы повышения квалификации, и других лиц (при необходимости), аттестованных в области промышленной безопасности в установленном порядке";
" На территории Российской Федерации действует Приказ Ростехнадзора N 37 от 29.01.2007".
Пункт 7.3 дополнить подпунктом - 7.3.3:
"7.3.3 Лица, выполняющие измерения, должны быть в строительной каске по ГОСТ 12.4.087".
Пункт 7.6 после слов "поверочной жидкости" дополнить словами: "и базовую высоту резервуара".
Пункт 7.7 изложить в новой редакции, дополнить сноской - :
"7.7 Средства поверки по 5.2.1.5, 5.2.1.14, 5.2.1.15 при поверке резервуара геометрическим методом, средства поверки по 5.2.2.1, 5.2.2.3, 5.2.2.9 при поверке резервуара объемным методом и по 5.2.4 должны быть во взрывозащищенном исполнении для групп взрывоопасных смесей категории 11 А-Т3 по ГОСТ 12.1.011* и предназначены для эксплуатации на открытом воздухе. Данное требование по взрывозащищенности не распространяется на средства поверки, если в качестве поверочной жидкости применяют воду";
" На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51330.11-99".
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют ГОСТ Р 51330.2-99, ГОСТ Р 51330.5-99, ГОСТ Р 51330.11-99, ГОСТ Р 51330.19-99 (ИУС 3-2000). - Примечание изготовителя базы данных.
Пункт 7.8 после слова "резервуара" дополнить словами: "в рабочей зоне".
Пункт 8.2.3 изложить в новой редакции:
"8.2.3 Опускают шланг с расширителем струи внутрь резервуара. При этом нижний торец расширителя струи 18 (рисунок А.6) и 4 (рисунок А.7) должен находиться выше нижней образующей резервуара на 2 см".
Пункт 9.1.2. Второй абзац после слов "ее натягивают" изложить в новой редакции: "с усилием:
Государственная система обеспечения единства измерений
РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ
State system for ensuring the uniformity of measurements.
Steel horisontal cylindric tanks. Calibration methods
Дата введения 2002-01-01
1 РАЗРАБОТАН Государственным научным метрологическим центром - Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ГНМЦ-ВНИИР) Госстандарта России
ВНЕСЕН Госстандартом России
2 ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 17 от 22 июня 2000 г.)
За принятие проголосовали:
Наименование национального органа по стандартизации
Госстандарт Республики Беларусь
Госстандарт Республики Казахстан
3 В стандарте полностью учтены требования международной рекомендации МОЗМ Р-71
4 Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 23 апреля 2001 г. N 185-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 8.346-2000 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 января 2002 г.
Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 12, 2012 год
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на цилиндрические резервуары вместимостью от 3 до 200 м, используемые для определения объема нефти и нефтепродуктов при выполнении государственных учетных операций и для их хранения, при осуществлении торговли и товарообменных операций с нефтью и нефтепродуктами, и устанавливает методику первичной, периодической и внеочередной поверок.
В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 8.400-80 Государственная система обеспечения единства измерений. Мерники металлические образцовые. Методика поверки
ГОСТ 10-88 Нутромеры микрометрические. Технические условия
ГОСТ 12.1.011-78* Система стандартов безопасности труда. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний
ГОСТ 12.4.131-83 Халаты женские. Технические условия
ГОСТ 12.4.132-83 Халаты мужские. Технические условия
ГОСТ 166-89 (ИСО 3599-76) Штангенциркули, Технические условия
ГОСТ 427-75 Линейки измерительные металлические. Технические условия
ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 2874-82* Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством
* На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51232-98.
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия
ГОСТ 9392-89 Уровни рамные и брусковые. Технические условия
ГОСТ 13837-79 Динамометры общего назначения. Технические условия
ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия
В настоящем стандарте применяются следующие термины с соответствующими определениями:
3.8 уровень жидкости (высота наполнения): Расстояние по вертикали между плоскостью, принятой за начало отсчета, и свободной поверхности жидкости, находящейся в резервуаре.
3.9-3.11 (Измененная редакция, Изм. N 1).
3.12 степень наклона резервуара: Величина , выражаемая через тангенс угла наклона резервуара, рассчитываемая по формуле
где - угол наклона резервуара в градусах.
3.14 объемный динамический метод поверки резервуара: Метод поверки, заключающийся в определении вместимости резервуара путем непрерывного наполнения его поверочной жидкостью и в одновременном измерении уровня, объема и температуры поверочной жидкости для каждого изменения уровня на 1 см (10 мм).
3.15 объемный статический метод поверки резервуара: Метод поверки, заключающийся в определении вместимости резервуара путем наполнения его отдельными дозами поверочной жидкости и в одновременном измерении уровня, объема и температуры поверочной жидкости для каждого изменения уровня в пределах от 10 до 30 мм.
ГОСТ 8.346-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки
Текст ГОСТ 8.346-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки
РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
1 РАЗРАБОТАН Государственным научным метрологическим центром — Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ГНМЦ — ВНИИР) Госстандарта России
2 ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 17 от 22 июня 2000 г.)
Наименование национального органа по стандартизации
Госстандарт Республики Беларусь
Госстандарт Республики Казахстан
Т аджи кгосстан дарт
4 Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 23 апреля 2001 г. № 185-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 8.346—2000 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 января 2002 г.
5 ВЗАМЕН ГОСТ 8.346-79
© ИПК Издательство стандартов, 2001
Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания на территории Российской Федерации без разрешения Госстандарта России
1 Область применения. 1
2 Нормативные ссылки. 1
3 Определения. 2
4 Требования к выбору метода поверки. 3
5 Технические требования. 3
5.1 Требования к погрешности измерений параметров резервуаров. 3
5.2 Требования по применению основных и вспомогательных средств поверки . 4
5.3 Требования к условиям поверки . 5
6 Требования к порядку проведения поверки. 6
7 Требования к квалификации поверителей и требования безопасности. 6
8 Подготовка к проведению поверки. 6
9 Проведение поверки резервуара. 8
9.1 Проведение поверки резервуара геометрическим методом . 8
9.2 Проведение поверки резервуара объемным методом. 11
10 Обработка результатов измерений . 13
10.1 Обработка результатов измерений при поверке резервуара геометрическим методом . 13
10.2 Обработка результатов измерений при поверке резервуара объемным методом . 13
10.3 Составление градуировочной таблицы. 13
11 Оформление результатов поверки. 14
Приложение А Схемы измерений параметров резервуаров при поверке геометрическим и объемным методами. 15
Приложение Б Форма протокола поверки резервуара геометрическим методом. 21
Приложение В Форма описи деформации резервуара. 27
Приложение Г Форма протокола поверки резервуара объемным методом. 28
Приложение Д Обработка результатов измерений при поверке резервуара геометрическим методом . 31
Приложение Е Форма журнала обработки результатов измерений при поверке геометрическим
Приложение Ж Обработка результатов измерений при поверке объемным методом. 43
Приложение И Форма журнала обработки результатов измерений при поверке объемным методом . 47
Приложение К Основные технические требования к стальным горизонтальным цилиндрическим резервуарам . 49
Приложение Л Форма титульного листа градуировочной таблицы и форма градуировочной
Приложение М Форма акта измерений базовой высоты резервуара. 51
Приложение Н Библиография. 52
Государственная система обеспечения единства измерений РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ
State system for ensuring the uniformity of measurements. Steel horisontal cylindric tanks.
Дата введения 2002—01—01
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на стальные горизонтальные цилиндрические резервуары (далее — резервуары) номинальной вместимостью от 3 до 200 м 3 , предназначенные для проведения государственных учетных и торговых операций с нефтью и нефтепродуктами и их хранения, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, и устанавливает методику первичной и периодической поверок.
2 Нормативные ссылки
ГОСТ 8.400—80 Государственная система обеспечения единства измерений. Мерники металлические образцовые. Методика поверки
ГОСТ 10—88 Нутромеры микрометрические. Технические условия
ГОСТ 12.0.004—90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения
ГОСТ 12.1.005—88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.011—78 й Система стандартов безопасности труда. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний
ГОСТ 12.4.099—80 Комбинезоны женские для защиты от нетоксичной пыли, механических воздействий и общих производственных загрязнений. Технические условия
ГОСТ 12.4.100—80 Комбинезоны мужские для защиты от нетоксичной пыли, механических воздействий и общих производственных загрязнений. Технические условия ГОСТ 12.4.131—83 Халаты женские. Технические условия ГОСТ 12.4.132—83 Халаты мужские. Технические условия ГОСТ 166—89 (ИСО 3599—76) Штангенциркули. Технические условия ГОСТ 427—75 Линейки измерительные металлические. Технические условия ГОСТ 2405—88 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тяго-напоромеры. Общие технические условия
На территории Российской Федерации действуют ГОСТ Р 51330.2-99, ГОСТ Р 51330.5-99, ГОСТ Р 51330.11-99, ГОСТ Р 51330.19-99.
ГОСТ 2517—85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 2874—82 й Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством ГОСТ 3900—85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности ГОСТ 7502—98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия ГОСТ 9392—89 Уровни рамные и брусковые. Технические условия ГОСТ 10528—90 Нивелиры. Общие технические условия ГОСТ 13837—79 Динамометры общего назначения. Технические условия ГОСТ 18481—81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия ГОСТ 28498—90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний
3.1 поверка резервуара: Совокупность операций, выполняемых организациями национальной (государственной) метрологической службы или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц с целью определения вместимости и градуировки резервуара, составления и утверждения градуировочной таблицы.
Градуировочная таблица — зависимость вместимости от уровня наполнения резервуара при нормированном значении температуры. Таблицу прилагают к свидетельству о поверке резервуара и применяют для определения объема жидкости в нем.
3.9 базовая высота резервуара: Расстояние по вертикали от плоскости, принятой за начало отсчета, до верхнего края горловины резервуара или измерительной трубки.
3.10 «мертвая» полость: Полость, находящаяся ниже плоскости, принятой за начало отсчета.
3.12 степень наклона резервуара: Величина р, выражаемая через тангенс угла наклона резервуара, рассчитываемая по формуле
где ср — угол наклона резервуара в градусах.
0 На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51232—98.
3.16 государственные учетная и торговая операции: Операции, проводимые между поставщиком и потребителем, заключающиеся в определении приведенного объема или массы нефти и нефтепродуктов для последующих учетных операций, а также для арбитража.
3.17 хранение: Операция, проводимая на предприятии, в технологическом процессе, заключающаяся в определении приведенного объема или массы нефти и нефтепродуктов для последующих учетных операций.
4 Требования к выбору метода поверки
4.1 Поверку резервуара проводят геометрическим или объемным (динамическим или статическим) методом.
Допускается комбинация геометрического и объемного (статического или динамического) методов поверки; динамического или статического при объемном методе поверки.
Выбор метода поверки зависит от номинальной вместимости резервуара, наличия требуемых средств измерений, удобства и возможности выполнения измерений, а также экономической целесообразности.
4.2 При геометрическом методе поверки резервуара его вместимость определяют по результатам измерений диаметров (или длин окружностей), длин и толщин стенок поясов резервуара и высот (выпуклостей) и толщин стенок днищ резервуара.
4.3 При объемном методе поверки резервуара его вместимость определяют путем непосредственных измерений уровня поверочной жидкости, поступившей в резервуар, с одновременными измерениями ее температуры и объема, соответствующих измеренному уровню жидкости.
5 Технические требования
5.1 Требования к погрешности измерений параметров резервуаров
5.1.1 Погрешности измерений параметров резервуаров не должны превышать значений, указанных в таблице 1 при геометрическом методе, в таблице 2 — при объемном методе.
Таблица! — Погрешность измерений параметров резервуаров при геометрическом методе
Пределы допускаемой погрешности измерений параметров резервуаров вместимостью, м 3
ГОСТ Р 8.994-2020 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика калибровки электронно-оптическим методом
Текст ГОСТ Р 8.994-2020 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика калибровки электронно-оптическим методом
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ
РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ
Методика калибровки электронно-оптическим методом
Москва Стандартииформ 2020
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Публичным акционерным обществом «Нефтяная компания Роснефть» (ЛАО «НК Роснефть»), Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 024 «Метрологическое обеспечение добычи и учета энергоресурсов (жидкостей и газов)»
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 ноября 2020 г. № 1080-ст
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
© Стзцдартинформ. оформление. 2020
Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
Содержание
3 Термины и определения
4 Метод калибровки
5.2 Требования по применению рабочих эталонов и вспомогательных средств
5.3 Требования к условиям калибровки
6 Требования к организации проведения калибровки
7 Требования к квалификации специалистов, проводящих калибровку и требования безопасности
8 Подготовка к проведению калибровки
9 Операции калибровки
9.1 Метод внутренних измерений
9.2 Метод наружных измерений
10 Проведение калибровки резервуара методом внутренних измерений с применением
10.1 Внешний осмотр
10.2 Измерение базовой высоты
10.3 Определение внутренних диаметров поясов резервуара
10.4 Измерение длин поясов резервуара
10.5 Определение параметров «мертвой» полости резервуара
10.6 Определение параметров днищ
10.7 Определение объемов внутренних деталей
11 Проведение калибровки методом внутренних измерений с применением сканера
11.1 Внешний осмотр
11.2 Измерение базовой высоты резервуара
11.3 Сканирование внутренней полости резервуара
12 Проведение калибровки методом наружных измерений с применением тахеометра
12.1 Внешний осмотр
12.2 Измерение базовой высоты резервуара
12.3 Определение диаметров поясов
12.4 Измерения длин поясов
12.5 Определение степени наклона и непрямолинейности оси резервуара
12.6 Определение параметров днищ
12.7 Измерения параметров «мертвой» полости
12.8 Измерение координаты точки измерения базовой высоты
12.9 Определение объемов внутренних деталей
13 Проведение калибровки методом наружных измерений с применением сканера
13.1 Внешний осмотр
13.2 Измерение базовой высоты резервуара
13.3 Сканирование наружной поверхности резервуара
13.4 Измерения толщины поясов и днищ
14 Обработка результатов измерений и составление градуировочной таблицы
14.1 Обработка результатов измерений
14.2 Составление градуировочной таблицы резервуара
15 Оформление результатов калибровки
Приложение А (справочное) Схемы измерений и параметров измерений
Приложение Б (обязательное) Форма протокола измерений параметров резервуара с применением тахеометра
Приложение В (рекомендуемое) Форма акта измерений базовой высоты резервуара
Приложение Г (обязательное) Форма титульного листа градуировочной таблицы и форма градуировочной таблицы
Приложение Д (обязательное) Обработка результатов измерений при применении тахеометра
Приложение Е (обязательное) Алгоритм обработки результатов измерений при применении сканера и функциональные требования к программному обеспечению
Приложение Ж (обязательное) Вычисление неопределенности измерений вместимости резервуара при применении тахеометра
Приложение И (обязательное) Оценка неопределенности вместимости резервуара при обработке результатов измерений программным обеспечением построения трехмерной модели (применение сканера)
Приложение К (справочное) Форма журнала обработки результатов измерений
ГОСТ Р 8.994—2020
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Государственная система обеспечения единства измерений РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ Методика калибровки электронно-оптическим методом State system for ensuring the uniformity of measurements. Steel horizontal cylindrical tanks. Calibration procedure using the electron optical method
Дата введения — 2021—01—01
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на стальные горизонтальные цилиндрические резервуары наземного и подземного расположения, в том числе теплоизолированные, номинальной вместимостью от 25 до 1000 м 3 . используемые в качестве мер вместимости для нефти и нефтепродуктов, продуктов нефтехимии, подтоварной воды, химических продуктов, сжиженных природных газов, сжиженных газов, являющихся продуктами нефтепереработки, ловушечных продуктов (далее — продукт) и устанавливает методику их калибровки.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 12.0.004 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения
ГОСТ 12.1.005 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.4.087 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Каски строительные. Технические условия
ГОСТ 12.4.137 Обувь специальная с верхом из кожи для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот. щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия
ГОСТ 12.4.310 Система стандартов безопасности труда. Одежда специальная для защиты работающих от воздействия нефти, нефтепродуктов. Технические требования
ГОСТ 7502 Рулетки измерительные металлические. Технические условия
ГОСТ 13837 Динамометры общего назначения. Технические условия
ГОСТ 28243 Пирометры. Общие технические условия
ГОСТ Р 55614 Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования
Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная осыпка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт. на который дана датированная
ссылка, внесено изменение. затрагивающее положение, на которое дана осыпка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, а котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 базовая высота резервуара; Б8: Расстояние по вертикали от плоскости, принятой за начало от» счета, до верхнего края горловины резервуара, измерительной трубы или фланца установки уровнемера.
3.2 вместимость резервуара: Внутренний объем резервуара с учетом объема внутренних деталей. который может быть наполнен жидкостью до определенного уровня.
3.3 высота «мертвой» полости: Расстояние по вертикали от плоскости начала отсчета до нижнего среза приемо-раздаточного патрубка, приемо-раздаточного устройства, клапана или иного устройства.
3.4 геометрический метод калибровки: Метод, заключающийся в определении вместимости резервуара по результатам измерений его геометрических параметров.
3.5 горизонтальное положение: Проекция измеренного наклонного расстояния на горизонтальную плоскость.
3.6 градуировка резервуара: Операция по установлению зависимости вместимости резервуара от уровня его наполнения, с целью составления градуировочной таблицы.
3.7 градуировочная таблица: Зависимость вместимости от уровня наполнения резервуара при нормированном значении температуры, равной 15 *С или 20 *С.
1 Таблицу прилагают к сертификату о калибровке резервуара и применяют для определения в нем объема жидкости.
2 Значение стандартной температуры, которому соответствуют данные в градуировочной таблице, указано на титульном листе.
3.8 действительная (фактическая) полная вместимость резервуара: Вместимость резервуара. соответствующая предельному уровню его наполнения, установленная при его калибровке.
3.9 жидкость: Продукт, для хранения которого предназначен резервуар.
3.10 исходный уровень: Уровень жидкости в резервуаре, соответствующий:
а) высоте «мертвой» полости (при отсутствии наклона резервуара);
б) высоте, при которой покрывается нижняя образующая резервуара жидкостью (при наличии наклона резервуара).
3.11 калибровка резервуара: Совокупность операций, выполняемых в целях определения действительных значений метрологических характеристик резервуара.
3.12 лазерный сканер: Геодезический прибор, реализующий функцию линейных и угловых высокоскоростных измерений, с целью определения пространственного положения точек измеряемой поверхности в условной системе координат.
3.13 максимальный уровень: Максимально допустимый уровень наполнения резервуара жидкостью при его эксплуатации, установленный технической документацией на резервуар.
3.14 «мертвая» полость резервуара: МП: Нижняя часть резервуара, из которой невозможно осуществить отпуск (прием) жидкости, используя стационарные приемо-раздаточные патрубки, клапаны или иные устройства.
3.15 «мертвый» остаток; МО: Объем жидкости в резервуаре, находящийся ниже плоскости, принятой за начало отсчета уровня жидкости в резервуаре.
неопределенность (измерений): Неотрицательный параметр, характеризующий рассеяние значений величины, приписываемых измеряемой величине на основании измерительной информации.
нивелирование: Определение превышений.
(ГОСТ 22268—76, статья 95]___________________________________________________________
3.18 номинальная вместимость резервуара: Вместимость резервуара, соответствующая предельному уровню его наполнения, установленная нормативным документом для конкретного типа резервуара.
3.19 нормаль: Прямая, ортогональная (перпендикулярная) касательной плоскости к поверхности (цилиндрическая стенка, днище резервуара).
3.20 облако точек: Результат сканирования в виде массива данных пространственных координат точек поверхностей с соответствующей станции.
3.21 объединенное («сшитое») облако точек: Приведенные в одной системе координат облака точек, измеренные с соответствующих станций.
3.22 плоскость начала отсчета: Горизонтальная плоскость, проходящая через точку на образу* ющей цилиндрической стенки резервуара, которой касается груз измерительной рулетки (метроштока) при измерении базовой высоты, или точку вертикальной проекции оси уровнемера.
Примечание — Метрошгок применяют при наличии измерительной трубы (позиция 7. рисунок А.1).
3.23 посантиметровая вместимость резервуара: Вместимость резервуара, соответствующая уровню налитых в него доз жидкости, приходящихся на 1 см высоты наполнения.
превышение: Разность высот точек.
(ГОСТ 22268—76. статья 94)___________________________________________________________
3.25 предельный уровень: Предельный уровень определения лосантиметровой вместимости, соответствующий расстоянию по вертикали между плоскостью, принятой за начало отсчета при его калибровке, и нижним краем горловины резервуара.
Примечание — См. рисунок А.1.
3.26 скан: Визуализированное трехмерное изображение облака точек.
3.27 сканирование: Операция по измерению линейных и угловых координат точек, лежащих на поверхности стенки резервуара, внутренних деталей и оборудования.
3.28 стальной горизонтальный цилиндрический резервуар: Металлический сосуд в форме цилиндра, горизонтально установленного, со сферическими, плоскими, коническими, усеченно-коническими или торосферическими днищами, применяемый для хранения и измерения объема жидкости.
3.29 станция: Точка стояния лазерного сканера или тахеометра во время проведения измерений.
3.30 степень наклона резервуара: Величина п. выражаемая через тангенс угла наклона продольной оси резервуара в вертикальной плоскости к горизонту, вычисляемая по формуле
где ф — угол наклона продольной оси резервуара в вертикальной плоскости (далее — угол наклона резервуара) к горизонту, град.
тахеометр: Геодезический прибор, предназначенный для измерения горизонтальных и вертикальных углов, длин линий и превышений.
[ГОСТ 21830—76. статья 34>
Примечание — См. рисунок А2.
тригонометрическое нивелирование: Нивелирование при помощи геодезического прибора с наклонной визирной осью.
[ГОСТ 22268—76. статья 97)___________________________________________________________
3.33 уровень жидкости (высота наполнения): Расстояние по вертикали между плоскостью, принятой за начало отсчета, и свободной поверхностью жидкости, находящейся в резервуаре.
3.34 эталонная точка резервуара: Верхняя плоскость фланца измерительного люка резервуара (риски в планке измерительного люка) или измерительной трубы или фланца уровнемера.
3.35 эталонная точка уровнемера: Верхняя плоскость фланца горловины резервуара, на котором смонтирован уровнемер.
3.36 эталонная высота уровнемера Нэ ур: Расстояние по вертикали от верхней плоскости фланца установки уровнемера до плоскости начала отсчета.
3.37 30-моделирование: Построение трехмерной модели объекта, по объединенному («сшитому») облаку точек специализированным программным комплексом.
4 Метод калибровки
4.1 Калибровку резервуара проводят по результатам наружных или внутренних измерений геометрических параметров с применением тахеометра электронного (далее — тахеометр) или лазерно-сканирующего устройства (далее — сканер).
4.1.1 При калибровке резервуара:
а) с применением тахеометра:
1) при внутренних измерениях — вместимость резервуара определяют по результатам измерений внутренних диаметров, длин поясов, высот днищ резервуара;
2) при наружных измерениях — вместимость резервуара определяют по результатам измерений наружных диаметров (или длин окружностей), длин и толщин стенок поясов резервуара и высот (выпуклостей) и толщин стенок днищ резервуара.
б) с применением сканера:
1) вместимость резервуара определяют на основании вычисленного объема ЗО-модели резервуара. построенной с помощью специализированного программного обеспечения (ПО) по результатам измерений пространственных координат точек, лежащих на внутренней/внешней поверхности резервуара.
4.2 При проведении:
а) первичной калибровки применяют метод внутренних и наружных (кроме теплоизолированных резервуаров и подземного расположения) измерений;
б) периодической калибровки резервуаров без теплоизолированного покрытия (далее — теплоизоляция) наземного расположения может быть применен метод наружных измерений.
Примечание — Для теплоизолированных резервуаров применяют только метод внутренних измерений.
4.3 Данные калибровки, выполненные по настоящему стандарту, могут быть использованы при проведении поверки резервуара при условии, что проведенные операции калибровки резервуара и условия. при которых эти измерения проведены, идентичны операциям поверки и условиям их проведения, предусмотренным методикой поверки резервуара, установленной при утверждении его типа — по (2].
5 Технические требования
5.1.1 Погрешности измерений параметров резервуаров не должны превышать значений, указанных в таблице 1.
Таблица 1 — Погрешность измерений параметров резервуаров
Пределы допускаемой погрешности измерений параметров резервуаров вместимостью, м э
Читайте также: