NSG

На ростовской нефтебазе для этих целей, помнится, покупали обычный крановый анемометр и устанавливали на мачте.

На предыдущей странице пост #78 приведены цитаты из МИ 3252. Ключевая фраза: По сути, что в акте, что в таблице - высота должна быть одинакова. И она же нанесена на трафарете. Если есть разница, то надо лезть внутрь и выяснять почему. В моей практике исключительно редко разница появлялась.

Текущее измерение базовой высоты проводится одновременно с измерением уровня нефтепродукта в резервуаре. Посмотрел на надпись возле горловины, сопоставил результат с нормой и дальше занимайся. А ежегодное определение базовой высоты для составления акта уже отдельная процедура.

Уважаемые форумчане, не вводите людей в заблуждение. Допускаю, что всего знать невозможно, поэтому существуют документы, которых мы не читали. Или, может, просто у вас резервуары другого назначения? Lyuba, полагаю, что приоритет нормативных правовых актов выше, чем локальные нормативные документы организации. Но организация может считать иначе. До определённого момента. bugor1956, про листочек улыбнуло . Был у меня склад ГСМ с 221 резервуаром... Ещё дополню. Инструкция по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах. РД 153-39-011-97 (утв. Минтопэнерго РФ 23.01.1997) МАССА И ОБЪЁМ НЕФТЕПРОДУКТОВ. Методика измерений в горизонтальных резервуарах МИ 3242-2009 - также слово в слово и в РВС - МИ 3252-2009 и для нефти МИ 3249-2009 Отмену пункта К.15 в приложении К ГОСТ 8.346-2000 не проверял, поэтому приводить не стану. Убедительно?

Дополню, в качестве ликбеза. Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, утвержденые Госкомнефтепродуктом СССР 26 декабря 1986 г. ведомственное, Роснефть: ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ Приложение № 2 к приказу ОАО «НК «Роснефть» от 28 января 2004 г. № 9 горизонтальные резервуары, к примеру - ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ АВТОЗАПРАВОЧНЫХ СТАНЦИЙ РД 153-39.2-080-01 и т.д.

У нас всё ещё жива система Госкомнефтепродукта СССР? )))) Ничего лучшего демократы за свою бытность придумать не смогли. Вы инструкцию П-6 ещё прочтите, снова удивитесь. Про нанесение базовой высоты и ещё где-то есть, позже напишу. Но наносить надо, иначе как при замерах контролировать её значение, что нет льда на дне зимой или инородных предметов? Не градуировки же с актами с собой носить!

Базовая высота (высотный трафарет) должна наноситься на резервуаре. Например: • «Инструкция о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР» (утв. Госкомнефтепродуктом СССР 15.08.1985 № 06/21-8-446)

На форуме как-то обсуждалось уже про чужую собственность...

В МИ 3252 есть слова про риску, но в реальности на ЛЗ рисок не встречал. Metrolog311, помогу, если надо. В личку.

Собственно место прикладывания рулетки к замерному люку досконально не описано. По идее, это место фиксируется при периодическом измерении БВ. Было такое же затруднение, которое вылечилось единым показом измерения БВ для всех - "считывать по верхнему срезу направляющей колодки". Для непонятливых можно нанести специальную риску. Источник - Выдержка из книги Стулов Т.Т. «Сооружение газохранилищ и нефтебаз » стр. 339.

Благодарю Вас! Как-то не догадался основной закон перечитать.

Может не совсем по теме, но насущно. Возникла необходимость провести метрологическую экспертизу допустимости показаний электронной системы измерения уровня в резервуарах с нефтепродуктами для следственного органа. Какие документы должны быть для этого действия у эксперта-метролога?

Извиняюсь, невнимательно прочитал Ваше сообщение и дал ссылку про отбраковку РГС. Тем не менее МИ для РВС не законна для РГС. Указанная Вами РМГ актуальна для РВС предприятий трубопроводного транспорта (ЛПДСи т.д.). По большому счёту, действия в методиках идентичны. Для РВС нефтебаз есть МИ 3252-2009 ГСИ. Масса и объем нефтепродуктов. Методика измерений в вертикальных резервуарах. ВНИИР, Роснефть. Для РГС - МИ 3242-2009 «ГСН. Масса и объем нефтепродуктов. Методика измерений в горизонтальных резервуарах».

Это другая тема, я тоже озадачивался ей. Вкратце - для РГС не законны методики РВС.

По ремонту хлопунов поможет в частности карта 4.2.8 Правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, утвержденых Госкомнефтепродуктом СССР 26 декабря 1986 г. Ну и вообще документ содержательный, рекомендую!

По п. 5.3.1.4 ГОСТ 8570 уровень продукта при поверке геометрическим методом может быть любым. Так что при очередной поверке могут появиться новые расхождения. Хлопун, во-первых, слышно при наполнении резервуара. Во-вторых, базовая высота измеряется не только протокольно раз в год, но и при замерах - то есть при полном резервуаре у материально ответственных лиц уже есть проблема с точностью измерений. В третьих, надо произвести внутренний осмотр РВС и выявить размеры хлопуна. Исходя из этого главный инженер должен принять решение - ремонтировать днище или произвести корректировку мертвой полости, наклона. Если хлопун "беспокоит", то РВС пропаривается (дегазуется) до огневых работ и в днище вырезается участок, делается подбой основания с устранением прогиба металла.

Поддержу Дмитрий1971 в мнении о необходимости ремонта. С хлопуном достоверных измерений не получится. А после ремонта днища (всё-таки надеюсь, что крыша прочная) РВС градуировку по новой делать. По правилам технической эксплуатации нефтебаз градуировку надо делать . Ну а по ГОСТ 8570 - при отклонении БВ более 0,1% нужна корректировка градуировочной таблицы.По Правилам технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту, утвержденые Госкомнефтепродуктом СССР 26 декабря 1986 г.

Измерение базовой высоты РГС описано в п. 9.1.14 ГОСТ 8.346-2000 .

Благодарю! Думаю, что рано или поздно с подобным вопросом столкнётся ещё кто-то дотошный и начнёт поиск. Поэтому отложим информацию "для будущих поколений" :)/> Про алюминиевое СИ уровня понятно. Про радар умозаключением тоже решил, что надо модернизировать формулу, но нашёл и официальное подтверждение: Там, кстати и правильная формула расшифрована, не вник сразу. Интересно, как в электронной системе измерения количества в РВС с радарными уровнемерами считает объём программа - с учётом расширения стенки резервуара или без? Или вообще вручную люди считают, а в программном обеспечении формул и таблиц нет? И, помнится, в одной крупной НК внедряли методики измерений в резервуарах с подсчётом количества по программе (с формулами) - довели дело до конца и соответствуют ли формулы МИ 3252? Проанализировал несколько градуировочных таблиц РВСП-5000 с понтоном: на высоте всплытия 180 см идёт на одном сантиметре "скачок", равный объёму жидкости, вытесненному плавающим покрытием. Но! к 2120 литрам понтона добавляется ещё 132 литра - неизвестно откуда взявшихся. И сам промежуток 1 см под сомнением - разве понтон полностью всплывает за этот подъём? Думаю, что края понтона выше 1 см и процесс изменения объёма при всплытии более растянут по высоте. Стало быть, имеются риски неправильных подсчётов на этом уровне.

Здравствуйте! Решил освежить память в правильном расчёте объёма нефтепродукта в резервуаре согласно формуле МИ 3252 (аналогично и ГОСТ и РМГ): вопрос по расчёту в арифметическом виде (exel) - это выглядит так: Vi=V*(1+(2*1/Т*12,5*0,000001+1/Т*12,5*0,000001)*(Т-20)) где Т - температура продукта в резервуаре. Например, если объём по таблице 1000, то при Т=13 по формуле получится 999,9798077 правильно я считаю? И ещё. (Сам быстро поленился найти). Если уровень измерен не рулеткой, а радарным уровнемером, то какая формула применяется?

Марсель Хасанович! Касаемо плавучей заправки. При передаче ПЗС со стапелей метрологические документы были составлены со ссылкой на МИ в резервуарах стальных горизонтальных, "градуировки" утверждены ЦСМ, хотя танки имеют кубическую форму. Потом проводилась очередная градуировка местным ЦСМ путем обмеров. К сожалению, окончание решения проблемы не знаю, так как уехал оттуда.

С танкерами проблем нет - внутренние воды, у нас приняли по согласованным в договоре массомерам, ну повозмущались, опечатали танки, в другом месте сдали. Утверждали, правда, что в другом месте тоже по узлам учета сдают, но метеорологических документов оттуда не захотели представить. Сложнее с плавучей заправкой. Там хранимый объем постоянно меняется, и, если с приемом и отпуском всё понятно, то с инвентаризацией остатков в любой момент времени хотелось бы ясности. Емкости градуированы, поэтому простейшим выходом вижу вывод заправки на ровный киль и замеры в горловинах. Более сложный- разработка индивидуальной МИ с учетом уклонов. Благодарю всех за помощь!

По роду дальнейшей деятельности пришлось столкнуться с наливом танкеров через массомеры. Были претензии от капитанов, тыкали градуировочными таблицами на тип! судна, утвержденными директором! ООО Речфлот (для примера). Взамен показывал МИ и свидетельства на массомер - аргумент более весомый. Кстати, судовладельцы привлекали сюрвейеров СЖС с какими то шаманскими методами измерений- тоже не помогло.

Требования по процедуре измерения базовой высоты описаны в ГОСТе. По недостачам - не ясна исходная информация. Определялась ли естественная убыль, насколько полно собраны "мёртвые остатки", учтена ли погрешность средств измерений...

Аккустические методы измерения пока из области фантастики. Для ЦСМ - да, нужна аттестованная методика. А объемным методом она мне не попадалась. В 60-е годы, по-моемому, были фразы об этом в каком-то РД, но без конкретики. Применительно к РНП я бы поступил так: при строительстве или реконструкции АЗС определять вместимость трубопроводов геометрическим методом по МИ 2800-2003 специалистами ЦСМ. Поскольку вместимость интересна при инвентаризации, а это внутреннее дело Компании, на действующих АЗС определить вместимость объёмным методом. МВИ Компании это разрешает, требования к аттестации персонала носят рекомендательный характер, процедура описана. Трубопровод должен быть с уклоном, всё из него сливается. Преодолеть человеческую инертность и сделать самим. Комиссионный акт всё равно имеет силу, хоть и не по гос.методике выполнен.