Vadim_A

Резервуары должны время от времени зачищаться в соответствии с п. 4.6 ГОСТ 1510-84 "Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение".

На электронно-оптический метод градуировки резервуаров разработаны межгосударственные ГОСТ 8.656 "ГСИ. Резервуары стационарные измерительные вертикальные. Методика поверки (калибровки) геометрическим методом с применением геодезических приборов", ГОСТ 8.659 и ГОСТ 8.655, но они пока не применяются в РФ - Россия не присоединилась к их применению. Об электронно-оптическом методе докладывал А.В. Кондаков (ВНИИР) на одной из конференций: «В результате исследований установлено: - Пределы относительной погрешности электронно-оптических методов определения вместимости резервуаров с применением тахеометра или 3D сканера составляют не более 0,2%, что соответствует ГОСТ 8.570 и ГОСТ 8.346; - Сходимость результатов определения вместимости РВС-1000 между объемным методом и электронно-оптическим методом составляет не более 0,05%; - Пределы относительной погрешности определения вместимости танков наливных судов с учетом крена и дифферента с помощью 3D сканирования составляют не более 0,3 %». 3D-сканер сканирует быстро, но потом нужно очень много времени на обработку полученных результатов.

Добрый день! Рассчитывайте плотность гудрона по старой формуле rt=r20 - (1.828 - 0.00132×r20)×(t-20) кг/м3 (её иногда называют формулой Менделеева-Кусакова). В прошлом мы у себя начали рассчитывать плотность всех н/п по формулам ASTM D 1250 (или Р 50.2.076), так начались большие небалансы на установках, где измеряются тяжёлые горячие продукты. Результаты расчёта плотности р.у. по формулам ASTM D 1250 для таких н/п намного меньше, чем по старой формуле (для вашего примера отклонение порядка -4,4 %). Небалансы на установках по величине соответствовали разнице в расчётах между формулами. Поэтому с тех пор для расходомеров с тяжелыми горячими продуктами (ориентировочно > 900 кг/м3 и >100 С) мы применяем старую формулу расчёта плотности р.у.

А может, наоборот? Измерения массы с помощью весов- по природе косвенные, и только в определённых случаях их можно считать прямыми. Сложившийся стереотип, мешает, например, повысить точность измерений массы нефти и нефтепродуктов, для которых "масса в воздухе" меньше реальной массы порядка на 0,15 %.

Этот привычный пример прямых измерений ограничен и пора делать к нему уточнение - "...если пренебрегать выталкивающей силой воздуха (статической плавучестью)", потому что вообще-то измерения реальной массы на весах в атмосфере - косвенные. Прямым методом весы измеряют не массу, а "массу в воздухе". Выталкивающая сила может быть значительной, если плотность объекта отличается от условной плотности гирь. Измерить массу воздушного шара с водородом/гелием на весах прямым методом не получится.

Сначала утверждение типа СИ резервуаров, потом можно резервуар поверить. Оспорить требование утверждать резервуары как тип СИ не получилось. См., например, тему https://metrologu.ru/topic/29387-поверка-калибровка-резервуаров/ и др.

Не разрешается. Наполняемый резервуар выделяет испарения. Измерения рулеткой с точки зрения ПБ и ОТ то же самое, что и отбор проб вручную через замерный люк. В "Правилах безопасности нефтегазоперерабатывающих производств" указано: 3.68. Резервуары должны быть оборудованы сниженными пробоотборниками, обеспечивающими отбор проб с фиксированного уровня (точечные пробы), или устройствами отбора объединенной (средней) пробы по всей высоте хранимого продукта. Отбор проб через замерный люк на крыше резервуара не допускается. 3.69. Контроль уровня в резервуарах осуществляется контрольно-измерительными приборами. Замер уровня через люк на крыше резервуара замерной лентой или рейкой не допускается. В "Правилах промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов" указано иначе: 2.5.23. Для вновь строящихся и реконструируемых резервуаров со светлыми нефтепродуктами следует предусматривать стационарные пробоотборники, расположенные внизу. Ручной отбор проб светлых нефтепродуктов через люк на крыше резервуара не допускается. 2.5.24. Для коммерческого учета и определения качества нефти и нефтепродуктов, хранящихся в резервуарах, допускается ручной отбор и замер их уровня. Операции по замеру уровня и отбору проб выполняются комиссионно в соответствии с инструкцией по учету и контролю качества нефтепродуктов, утвержденной эксплуатирующей организацией. ГОСТ 2517-2012 "Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб" в разделе "Требования безопасности" указывает: 5.11 Пробу нефти или нефтепродукта из резервуара следует отбирать не ранее чем через 2 ч после окончательного заполнения.

Думаю, что внутренним документом определять допустимую "испытательную разность" будет нелегитимно. В методике измерений массы, в разделе "контроль точности" или "контроль метрологических характеристик измерительного канала уровня" указывают как и с какой периодичностью проводить контроль. Допустимое отклонение между показаниями рулетки и уровнемера принимают равным, например, арифметической сумме пределов погрешности уровнемера, рулетки и метода измерения рулеткой (1 мм). Допустимое отклонение получается 4 мм, а то и больше. Для уровнемеров, "работающих в незаполненной части резервуара" (установленных на крыше и измеряющих пустоту), буржуи обращают внимание на изменение БВ - если оно превышает 3 мм, то возможны проблемы при калибровке/верификации.

Попробуйте разобраться в зарубежных стандартах. Буржуи пишут, что "испытательная разность" между измерениями рулеткой и уровнемером при коммерческом учёте не должна превышать 4 мм. API3.doc API Chapter 3.tif ISO-DIS 4266-1.tif

Как часто проводить калибровку/юстировку - пожалуй, это вам нужно на практике определить. Как появляется большая разница, так и надо. Уровень светлых нефтепродуктов, как правило, измеряют ото дна- нет проблем измерить рулеткой (зимой, правда, подтоварная вода может замёрзнуть). При этом ведь контролируется и базовая высота. Уровень тёмных нефтепродуктов и нефти часто измеряют по пустоте, потому что дна можно не достать, тут уж ничего не поделаешь.

Сильный ветер может качать пустой резервуар, но, возможно, дело в монтаже уровнемера, если не в его неисправности. Радарные уровнемеры могут быть капризными - реагировать на эхо, на внутренние швы в направляющей трубе, в трубе на поверхности может что-то плавать и т.д. Попробуйте закрыть уровнемер от солнца.

Речь не просто об изменениях базовой высоты, а о том, что уровнемер вместе с крышей смещается вверх-вниз и соответственно изменяются его показания относительно показаний рулетки, которой измеряют ото дна. Замерный люк, куда опускают рулетку и в котором измеряют базовую высоту, обычно отдельный, уровнемер устанавливается на другом люке. Днище под этими люками тоже по-своему деформируется, изменяется степень наклона резервуара и т.п., из-за чего показания уровнемера со временем начинают отличаться от показаний рулетки и их необходимо корректировать. А градуировочную таблицу резервуара трогать не нужно. Наблюдали, что если человек подходит по крыше к уровнемеру, тот может на пару миллиметров изменить показания. Солнце нагрело крышу, она просела или выпятилась- показания уровнемера тоже изменились. Сезонные изменения ещё больше. У нас нет SAAB и, надеюсь, не будет. Не нравится он нам, у ещё одной организации с ним проблемы.

Поясните, пожалуйста, что имеете в виду. РВС подлежат внеочередной поверке (не корректировке таблицы), если базовая высота изменилась более чем на +/- 0,1 % и отсутствует возможность устранения причины изменения базовой высоты (п. 9.1.10.3 ГОСТ 8. 570). Для РВС-20000 это 12...18 мм. А как связаны корректировка градуировочной таблицы и корректировка показаний уровнемера ? Если в градуировочной таблице резервуара изменить только значение БВ, вместимость резервуара никак не изменится. БВ не входит ни в какие формулы расчёты вместимости.

Вот, держите. Методика поверки SAAB системы измерительной.pdf

Добавлю, что корректировку показаний уровнемера по рулетке можно сравнить с установкой "нуля" или массы тары на электронных весах - на метрологические характеристики самого СИ корректировка не влияет, но влияет на результат измерения.

Добрый день! Действительно, про корректировку показаний уровнемеров в эксплуатации под замеры рулеткой нигде не говорится, но периодически это делать необходимо. Иначе при инвентаризации или при проверке контрагента вас ждут неприятности. Причина- влияние деформаций резервуара ( в т.ч. сезонных), уровнемер ведь установлен на крыше и измеряет расстояние до поверхности продукта, а уровень- это расстояние ото дна. Не зря допускается изменение БВ в пределах +/- 0,1 %. Даже если вы уровнемер поверите на эталонной уровнемерной установке, его показания по месту необходимо выставить по рулетке. Поверка уровнемера и выставление показаний - разные вещи (многим средствам в эксплуатации требуется, например, корректировать "ноль" и никто ведь не заставляет проводить после этого внеочередную поверку). Надо только оформлять и регистрировать, как положено (пропишите в инструкции или регламенте взаимоотношений и т.п.). В Tank Gauging c уровнемерами Levelflex, как я помню, напрямую выставить показания уровнемера в мм вообще нельзя, их показания задаются через значение базовой высоты (которая всё время меняется), поэтому в МП системы при поверке по месту эксплуатации фигурируют "допустимая погрешность задания базовой высоты уровнемера" или "отклонения трафаретной высоты места установки замерного люка от паспортного значения". Системы учёта резервуарных запасов поверяются по своим соответствующим методикам поверки, а они в зависимости от года очень разные и в них разная периодичность поверки. Если, например, в МП Entis г.р. 48875-12 указано, что измерительные компоненты (уровнемер и датчик температуры) поверяются по своим методикам, значит, так поэлементно и надо делать. В старых методиках они поверялись комплектно в составе системы и поэлементно поверять не надо было. Мы по многолетнему опыту отдаём предпочтение сервоуровнемерам. Радарные (и микроимпульсные) капризнее, они чувствительны к типу и состоянию продукта, к монтажу, к внутренней конструкции резервуара (неровности, детали, состояние направляющей трубы), к условиям измерений (например, испарения конденсируются на антенне или продукт брызгается, зимой иней нарастает) и пр. Коллеги поставили себе SAAB, там радарные уровнемеры калибруются по нескольким реперным точкам уровня, так вот в реперных погрешность в допуске, а между ними превышает. Сервоуровнемеры измеряют надёжнее. Кстати, неправильно в госреестре Entis называют "уровнемеры поплавковые 854" (это вызывает ассоциацию с примитивными УГР и УДУ), назвали бы "следящие". Поплавковые уровнемеры- другой принцип действия. Дисплейсер не плавает, а тонет, он сервоуровнемеру нужен для контакта с поверхностью продукта. Дисплейсер взвешивается и лишь дном слегка погружается в продукт, а сервопривод поддерживает постоянным вес в контакте с продуктом. Поэтому изменения плотности продукта и пр. на показания сервоуровнемера влияют незначительно.

Уменьшение объёмов поверки относительно калибровки будет не для всех: 1. Благодаря Приказу Ростехнадзора от 26.11.2015 г. № 480 "О внесении изменений в Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности…» (удалили из п. 6.6.2 слово "калибровка"), на НПЗ количество СИ, подлежащих поверке, увеличилось порядка с 20% до 70 %. 2. Благодаря Приказу Минэнерго № 179 от 15.03.2016 г. «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений», в сферу ГРОЕИ попадали сотни ранее калибруемых СИ, применявшихся для технологических измерений. 3. В Приказе Ростехнадзора от 07.11.2016 г. №461 "об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов" прямо написано: "3.1.10. Все средства измерений подлежат поверке." 4. Резервуары, применяемые в сферах ГРОЕИ, теперь надо утверждать как тип СИ.

Может быть, мы говорим о разных вещах - вы о взаимодействии с зарубежными контрагентами, а я со внутренними. За рубежом много полезных документов, но внутри РФ они нелигитимны. Я придерживаюсь точки зрения, что резервуар не является СИ и его не надо утверждать как тип СИ. 102-ФЗ давно пора поправить и пора отказаться от термина "поверка", кроме несоответствия международной практике, он затягивает назад в административно-командную систему.

Владимир Орестович, протяжённые трубопроводы есть у многих и они нередко являются причиной расхождений между результатами измерений у поставщика и потребителя. В ФИФ зарегистрированы аттестованные методики измерений массы в трубопроводах, например "Масса нефтепродуктов. Методика измерений в трубопроводах линейной части магистральных нефтепродуктопроводов". Но возможно ли их применять при осуществлении торговли? Если трубопровод не отнесён ни к СИ, ни к ТСУИФ, не утверждён как тип СИ, не поверен.

Направляю копии статей по резервуарам. В том же Главном метрологе № 1, 2018 г. есть статья про ТСУИФ, в которой сообщается, что делают с резервуарами за рубежом (OIML R 71): их не утверждают, как тип СИ. Статья про резервуары-1.tif Относится ли резервуар к СИ-ГМ № 1, 2018.pdf Статья про резервуары-2.tif Статья про резервуары-3.tif Статья про резервуары-4.tif ТСУИФ_зарубежный_опыт,_ГМ_№_1_2018_г..tif

Чтобы халтура экспертов по аккредитации была очевидной. Раньше такой фокус не прошёл бы.

Вместимость трубопроводов, конечно, влияет на результат учётной операции, особенно если количество отгруженного продукта невелико. Как учитывать трубопровод, решается в зависимости от конкретной ситуации. Но масса нефти и н/п при учётных операциях именно с помощью трубопровода не измеряется. По резервуарам масса нефти и н/п при учётных операциях измеряется по аттестованным МИ массы, разработанным в соответствии с ГОСТ Р 8.595 и т.д. Трубопроводы в МИ массы не фигурируют. В договоре или в регламенте взаимоотношений устанавливаются подробности: где граница раздела балансовой принадлежности, какие задвижки д.б. открыты/закрыты и порядок их открытия, должен ли заполняться трубопровод до начала отгрузки (например, мы- до своей задвижки или принимающая сторона- до своей), в чью сторону сбрасывать продукт, если давление в закрытом с обеих сторон трубопроводе растёт из-за теплового расширения. Могут составляться акты, что первоначально трубопровод заполнялся с чьей-то стороны и эта масса ему принадлежит, что трубопровод в настоящий момент заполнен или опорожнялся и т.п. Сколько продукта уходит на заполнение трубопровода- определяется по резервуару.

Вы правы, я по старинке сказал о ПР 50.2.014. В Критериях аккредитации нет таких требований, что, собственно, и даёт возможность аккредитоваться на право поверки чего угодно. Особенно если экспертам по аккредитации, наверное, тоже думать не положено.

Осуществление торговли- сфера государственного регулирования. Соответственно, должны применяться поверенные СИ утверждённого типа, а измерения проводиться по аттестованным МИ. Как Вы собираетесь легитимно проводить торговые операции с помощью трубопроводов? Балансовая принадлежность- это другое дело. МИ 2800 и МИ 2801 устанавливают методику выполнения измерений вместимости трубопроводов, "...предназначенную для применения вне сферы распространения государственного метрологического контроля и надзора".

Забыли? В РК метрологической службы есть приложение- Форма 2 "Сведения о поверяемых средствах измерений и средствах поверки". Интересно, что за документ по поверке они там указывают, неужели МИ 2800-2003.