ГОСТ 8.380-80 (СТ СЭВ 1053-78). Государственный стандарт Союза ССР. Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические вместимостью 100 — 50000 м3. Методы и средства поверки

(утв. и введен в действие Постановлением Госстандарта СССР от 12.05.1980 № 2053)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["Инструкция 37-55"]:::rst
  n1["ГОСТ 8.380-80"]:::rst
  click n1 "https://bukva.ai/docs/gost-8-380-80" "ГОСТ 8.380-80. Государственный стандарт Союза ССР. Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические вместимостью 100... (утв."
  n2["МИ 1823-87"]:::rst
  click n2 "https://bukva.ai/docs/mi-1823-87" "МИ 1823-87. Руководящий документ по метрологии. Методические указания. Государственная система обеспечения единства измерений. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резе"
  n3["ГОСТ 8.570-2000"]:::doc
  click n3 "https://bukva.ai/docs/poryadok-sto-rzhd-08-015-2011" "ГОСТ 8.570-2000. Межгосударственный стандарт. Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки (введен в де"
  n1 --> n2
  n0 --> n1
  n2 --> n3
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ ВМЕСТИМОСТЬЮ 100 — 50000 м3

МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

State system of ensuring the uniformity of measurements. Steel vertical cylindric tanks with capacity 100 — 50000 m3. Methods and means for verification

ГОСТ 8.380-80 (СТ СЭВ 1053-78)

Группа Т88.1

с 1 января 1981 года

Разработан Государственным комитетом СССР по стандартам.

Внесен Государственным комитетом СССР по стандартам.

Зам. председателя В.И. Кипаренко.

Утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 12 мая 1980 г. № 2053.

Настоящий стандарт распространяется на стальные вертикальные цилиндрические резервуары (далее — резервуары) вместимостью 100 — 50000 м3, предназначенные для приема, отпуска и хранения нефти и нефтепродуктов, и устанавливает методы и средства их градуировки.

Стандарт соответствует СТ СЭВ 1053-78 в части геометрических методов градуировки (см. справочное Приложение 5).

1. ОПЕРАЦИИ ГРАДУИРОВКИ

1.1. При проведении градуировки должны быть выполнены операции и применены средства, указанные в табл. 1.

1.3. Допускается использовать, кроме указанных в п. 1.1, вновь разработанные или находящиеся в применении средства измерения, прошедшие метрологическую аттестацию в органах государственной метрологической службы и удовлетворяющие требованиям настоящего стандарта.

2. УСЛОВИЯ ГРАДУИРОВКИ

2.1. При проведении градуировки должны быть соблюдены следующие условия, приведенные ниже.

2.1.1. Температура окружающего воздуха в процессе измерения — 20 +/- 15 °C.

2.1.2 Скорость ветра — не более 10 м/с.

2.1.3 Состояние погоды — без осадков.

2.1.4. Содержание паров нефтепродуктов в воздухе около резервуара не должно превышать санитарных норм, установленных СН 245-71 (для паров бензина — не более 300 мг/м3).

3. ПОДГОТОВКА К ГРАДУИРОВКЕ

3.1 Перед проведением градуировки выполняют подготовительные работы:

знакомятся с технической и исполнительной документацией на резервуар;

проверяют состояние наружной поверхности стенки резервуара с целью определения возможности проведения операций градуировки (наличие деформаций стенки, загрязнений, брызг металлов, наплывов, заусенцев);

заполняют резервуар жидкостью (водой или нефтепродуктом) до максимального проектного уровня; для вновь строящихся резервуаров проводят гидравлические испытания;

Примечание. Допускается градуировка порожних резервуаров вместимостью от 700 до 50000 м3.

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

4.1. Поверители, измеряющие резервуары, должны проходить инструктаж по технике безопасности и противопожарной технике.

4.2. Измерения резервуаров следует проводить с разрешения директора или главного инженера.

4.3. На резервуарах, не имеющих ограждений в виде перил по всей окружности крыши, работы должны производиться с предохранительным поясом, прикрепленным к надежно установленным элементам металлических конструкций крыши резервуара.

4.4. Поверители должны проводить измерения резервуаров в спецодежде по ГОСТ 11622-73 или ГОСТ 12276-75 (для мужчин), по ГОСТ 11621-73 или ГОСТ 5518-75 (для женщин) и в спецобуви по ГОСТ 5375-79.

4.5. Измерения базовой высоты или уровня нефтепродукта в резервуаре должны производиться только по замерному люку. Давление в газовом пространстве резервуара должно быть атмосферное. После операции по измерению крышка люка должна быть плотно закрыта.

4.6. Каретка по стенке резервуара должна перемещаться плавно, без ударов о стенку.

4.8 Измерения резервуаров во время грозы категорически запрещены.

5. ПРОВЕДЕНИЕ ГРАДУИРОВКИ

5.1 Измерение длины окружности первого пояса

5.1.1. Измерение длины окружности проводят на высоте 1100 +/- 50 мм от днища для резервуара с высотой пояса 1,5 м и 1500 +/- 50 мм с высотой пояса 2 м (3/4 высоты первого пояса).

Примечание. При наличии деталей, мешающих измерению длины окружности, допускается смещение исходного сечения по высоте.

5.1.2. Для измерения длины окружности резервуаров вместимостью 100 — 200 м3 рекомендуется применять рулетку РЗ-10, вместимостью 300 — 2000 м3 — рулетку РЗ-20, вместимостью 3000 — 50000 м3 — рулетку РЗ-30.

5.1.3. Перед измерением длины окружности на высоте, указанной в п. 5.1.1, через каждые 10 м наносят горизонтальные отметки мелом на стенке резервуара.

5.1.4 По нанесенным отметкам рулетку укладывают на стенке резервуара.

5.1.5. Начальную точку измерения длины окружности выбирают на стенке в произвольном месте и отмечают двумя взаимно перпендикулярными штрихами при помощи отметчика.

5.1.6. Конец ленты рулетки укладывают нижней кромкой по горизонтальному штриху и конечную отметку шкалы рулетки совмещают с вертикальным штрихом начальной точки измерения на стенке резервуара.

5.1.7. При измерении лента рулетки должна быть натянута, плотно прилегать к стенке резервуара и не перекручиваться.

5.1.8. Натяжение рулетки осуществляют при помощи динамометра усилием 100 Н (10 кгс), закрепленного со стороны начала шкалы рулетки.

5.1.9. После создания необходимого натяжения против начальной отметки шкалы рулетки на стенке отмечают вертикальный штрих, а по нижней кромке ленты — горизонтальный.

5.1.10 Последующие укладки рулетки производят в том же порядке.

5.1.11. При измерении необходимо следить, чтобы нулевое деление рулетки совпадало с конечным штрихом предыдущей укладки.

5.1.12 Длину окружности измеряют не менее двух раз.

5.1.13. Начальную точку второго измерения смещают по горизонтали от начала первого не менее чем на 0,5 м.

5.1.14. В протокол измерений заносят число полных уложений рулетки и длину остатка (см. обязательное Приложение 1).

5.1.15. Расхождение между результатами двух измерений не должно превышать 0,01% длины окружности.

5.1.16. При расхождении, превышающем указанное в п. 5.1.15, измерения следует повторить. Для дальнейшей обработки результатов измерения длины окружности берут среднее значение двух измерений, расхождение между которыми не превышает допускаемое.

5.1.17. При измерении длины вносят поправки, учитывающие увеличение длины окружности при обходе рулеткой вертикальных сварных соединений, накладок и др.

5.1.18. Поправку на обход рулеткой накладок и других выступающих деталей, находящихся на высоте исходного сечения, определяют при помощи металлической скобы длиной 600 — 1000 мм (см. справочное Приложение 2, черт. 1). Выступающую часть на высоте исходного сечения перекрывают скобой и на стенке резервуара у обоих концов скобы наносят штрихи. Затем, плотно прижимая ленту рукой к стенке резервуара, измеряют длину дуги, находящуюся между этими штрихами. Скобу переносят на свободное место в этом же исходном сечении первого пояса, отмечают штрихами и измеряют расстояние между ними рулеткой, плотно прижимая ленту к стенке резервуара. Разность между первым и вторым измерениями длины дуги даст величину поправки, которая должна быть учтена при вычислении длины окружности первого пояса.

5.2 Измерение радиальных отклонений образующих резервуара от вертикали

5.2.1. Измерение радиальных отклонений образующих резервуара от вертикали производят при помощи измерительной каретки с отвесом (черт. 1) или каретки и теодолита (черт. 2).

Примечание. При скорости ветра более 5 м/с для выполнения измерений радиальных отклонений следует применять каретку и теодолит.

5.2.2. При измерении заполненных резервуаров длину окружности исходного сечения первого пояса размечают на 12 равных частей. При измерениях порожних резервуаров число точек разметки первого пояса должно быть не менее 24 для резервуаров вместимостью 700 м3, 18 — 1000 м3, 16 — 2000 м3, 15 — 3000 м3, 40 — 5000 м3, 18 — вместимостью от 10000 до 50000 м3. Разметку начинают от лестницы, точки разметки нумеруют.

5.2.3. При определении радиальных отклонений образующих резервуаров от вертикали кареткой с отвесом измеряют расстояние a_{i} от стенки резервуара до нити отвеса, проходящей через точки разметки (см. черт. 1).

Для установки измерительной каретки на резервуаре у края резервуара на штанге с некоторым возвышением над кровлей крепят блок, через который перекидывают тяговый канат для подъема каретки, нить отвеса закрепляют на штанге. Отвес и блок для подъема каретки должны свободно перемещаться по кровле резервуара.

Черт. 2

Измерения вдоль каждой образующей резервуара начинают с точки разбивки первого пояса. На каждом следующем поясе измерения производят в трех сечениях: среднем, находящемся в середине пояса, в нижнем и верхнем, расположенных на расстоянии 50 — 100 мм от горизонтального сварного шва.

Измерение расстояния от нити отвеса до стенки резервуара производят в тот момент, когда каретка установлена в намеченной точке при неподвижном отвесе. Результаты заносят в таблицу (см. обязательное Приложение 1).

5.2.4. Измерение радиальных отклонений образующих резервуара от вертикали при помощи каретки с укрепленной на ее оси линейкой и теодолита производят при установке теодолита перпендикулярно линейке на расстоянии от стенки, обеспечивающем удобное наведение трубы, но не менее 10 м от измеряемой образующей (см. черт. 2).

Для исключения смещения каретки при ее движении по стенке струна с грузом должна быть закреплена магнитным держателем.

Измерения начинают с установки каретки на высоте исходного сечения, далее перемещают каретку вверх в порядке, указанном в п. 5.2.3.

Теодолит устанавливают в рабочее положение и наводят вертикальную нить сетки трубы на штрих шкалы, кратный 1 см, примерно в середине линейки. Конец шкалы линейки находится у оси каретки.

Отсчеты снимают по шкале линейки при последовательной установке каретки в точках измерения при зафиксированном положении горизонтального круга теодолита. Результаты заносят в таблицу (см. обязательное Приложение 1).

Примечание. При измерении радиальных отклонений образующих резервуаров с трубой орошения применяют для подвески каретки приспособление (см. справочное Приложение 2, черт. 2), а для резервуаров с плавающей крышей — приспособление (см. справочное Приложение 2, черт. 3).

5.3 Определение поправки на вместимость резервуара за счет неровностей днища

5.3.1. Определение поправки на вместимость резервуара за счет неровностей днища производится одним из следующих способов:

1 — заполнением жидкостью неровности днища из другого градуированного резервуара;

2 — наливом на «водяную подушку»;

3 — нивелированием днища.

Примечание. Целесообразность применения того или иного способа решается индивидуально для каждого резервуара.

5.3.2. По первому способу подготавливают измеряемый и ранее градуированный резервуары.

Подготовка состоит в заполнении трубопроводов, соединяющих эти резервуары, измерении уровня в градуированном резервуаре и определении вместимости резервуара по градуировочной характеристике (см. справочное Приложение 3).

Из градуированного резервуара жидкость перекачивают в измеряемый резервуар, находящийся в порожнем состоянии, до уровня 1,5 — 2 м. Определяют объемы перекаченной жидкости по градуированному V_{\text{гр}} и измеряемому V_{\text{изм}} резервуарам.

Черт. 3

Перед выполнением нивелирования необходимо разметить на днище точки пересечения концентрических окружностей (I, II, III, ... VIII) с радиусами (0-1, 0-2, 0-3, ... 0-8) (см. черт. 3) и точку касания лота рулетки на днище.

Положение восьми радиусов находят делением внутреннего периметра резервуара по первому поясу на 8 равных частей, а положение восьми концентрических окружностей определяют откладыванием от центра днища расстояний, равных 0,35R; 0,50R; 0,61R; 0,71R; 0,79R; 0,86R; 0,93R; R. Измерительные точки на днище маркируют. Положение точки касания лота рулетки на днище резервуара находят, опуская рулетку с лотом через замерный люк.

Для нивелирования днища резервуара нивелир устанавливают в центре днища.

По рейке, устанавливаемой последовательно на пересечениях концентрических окружностей с радиальными линиями и в точке касания лота, отсчитывают нивелиром.

Примечание. Отсчеты производят по черной стороне рейки и контролируют по красной стороне.

5.4 Измерение температуры жидкости и окружающего воздуха

5.4.1 Температуру жидкости измеряют ртутным термометром.

5.4.2 Среднюю температуру t_{\text{ж}} жидкости в градусах Цельсия определяют по формуле

где t_{1} , t_{2} , t_{3} — температуры проб, отобранных из верхнего, среднего и нижнего слоев жидкости в соответствии с ГОСТ 2517-69, °C.

5.4.3. Температуру t_{\text{в}} окружающего воздуха измеряют в теневой части вблизи резервуара ртутным термометром с ценой деления 0,5 °C.

5.5 Измерение базовой высоты резервуара

5.5.1. Базовую высоту измеряют рулеткой с лотом не менее двух раз. Расхождение между двумя измерениями не должно превышать 1 мм.

Принимают среднее значение базовой высоты H_{\text{ср}} , мм, по результатам двух измерений

где H_{1} , H_{2} — результаты двух измерений базовой высоты.

Среднее значение базовой высоты округляют до целых значений и наносят на крышке люка.

5.6. Результаты определения размеров и проверки технического состояния резервуаров оформляют актом (см. обязательное Приложение 1).

6. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЯ

6.1 Вычисление длины наружной окружности 1-го пояса

6.1.1 Длину наружной окружности L_{\text{н}} , мм, 1-го пояса вычисляют по формуле

L_{\text{н}} = \frac{L_{1} + L_{2}}{2} - \Delta L_{\text{обх}} - \Delta L_{t} , (3)

где L_{1} , L_{2} — результаты двух измерений длины окружности исходного сечения 1-го пояса;

\Delta L_{t} — температурная поправка.

6.1.2. Поправка \Delta L_{\text{обх}} складывается из поправки на обход вертикальных сварных швов, выбираемой из табл. 3, и поправок на обход других выступающих частей, определяемых скобой.

Таблица 3

6.1.3 Температурную поправку \Delta L_{t} , мм, вычисляют по формуле

Примечание. Значение L_{\text{н}} округляют до миллиметра.

6.2 Вместимость V_{\text{ц}} , м3, пояса правильного цилиндра вычисляют по формуле

где h_{i} — высота соответствующего пояса, принимаемая по исполнительной документации или по данным измерения, м;

L_{\text{н}} — длина окружности первого пояса, м.

6.3 Вычисление средних радиальных отклонений образующих резервуара от вертикали

6.3.1 Результаты измерений расстояний a_{i} заносят в табл. 4.

Таблица 4

Номера поясов	Расположение точек на поясе	Расстояния a_{i} , мм												a_{i}^{\text{ср}}	\delta_{i}	\Delta R_{i}^{\text{ср}}
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
I
II	Н С В

6.3.2 Среднее расстояние a_{I}^{\text{ср}} для I пояса вычисляют по формуле

6.3.3 Среднее расстояние a_{i}^{\text{ср}} для верхнего пояса вычисляют по формуле

a_{i}^{\text{ср}} = \frac{\Sigma a_{i}^{\text{н}} + \Sigma a_{i}^{\text{с}}}{2 \cdot m} . (7)

6.3.4 Среднее расстояние a_{i}^{\text{ср}} для остальных поясов вычисляют по формуле

a_{i}^{\text{ср}} = \frac{\Sigma a_{i}^{\text{н}} + 2\Sigma a_{i}^{\text{с}} + \Sigma a_{i}^{\text{в}}}{4 \cdot m} . (8)

где a_{i}^{\text{н}} , a_{i}^{\text{с}} , a_{i}^{\text{в}} — расстояния в нижнем, среднем и верхнем сечениях соответствующего пояса;

m — количество образующих резервуара.

Примечание. Значения a_{i}^{\text{ср}} округляют до миллиметра.

6.3.5 Средние радиальные отклонения \Delta R_{i}^{\text{ср}} с учетом толщины стенки вычисляют по формуле

где \delta_{i} — толщина стенки резервуара в рассматриваемом поясе, принимаемая по исполнительной документации или по данным измерения, мм.

6.4 Поправку \Delta V_{\text{р}} на отклонение пояса резервуара от правильного цилиндра вычисляют по формуле

6.5. Поправку \Delta V_{\text{г}} на упругую деформацию стенки от гидростатического давления в зависимости от уровня жидкости в резервуаре определяют в общем виде по формуле

где \rho — плотность нефтепродукта, кг/м3;

L_{\text{н}} — длина окружности резервуара, м;

h — высота рассматриваемого пояса, м;

H_{i} — высота заполнения резервуара, м;

X_{i} — расстояние от днища резервуара до середины рассматриваемого пояса, м;

\delta_{i} — толщина стенки рассматриваемого пояса, мм;

E — модуль упругости материала, для стали

E = 2,1 \cdot 10^{11}\text{Па }(2,1 \cdot 10^{6}\text{кгс}/\text{см}^{2}) .

Поправка \Delta V_{\text{г}} должна быть внесена в градуировочную характеристику резервуара.

При расчете исходных величин для резервуара каждого типа можно пользоваться поправками \Delta V_{\text{г}} , приведенными в табл. 5 и 6. Эти поправки подсчитаны для разных типов резервуаров при средней плотности 850 кг/м3 нефтепродукта и высоте заполнения измеренного резервуара H_{max} = 0,95\text{Н} , где H — высота резервуара, м.

Поправки \Delta V_{\text{г}} , подсчитанные для порожних резервуаров тех же типов, приведены в табл. 7 и 8.

6.6. Вычисление поправки на вместимость резервуара за счет неровностей днища.

6.6.1. Поправку \Delta V_{\text{дн}} на вместимость резервуара за счет неровностей днища вычисляют по первому способу (п. 5.3.2) по формуле

где \Delta V_{\text{изм}} — объем жидкости, определенный в измеряемом резервуаре, м3;

V_{\text{гр}} — объем жидкости, определенный по ранее градуированному резервуару, м3.

6.6.2. Поправку \Delta V_{\text{дн}} на вместимость резервуара за счет неровностей днища вычисляют по второму способу (п. 5.3.3) по формуле

где V_{\text{б}.\text{в}} — объем нефтепродукта в резервуаре, определенный при отсутствии водяной подушки, м3;

V_{\text{с}.\text{в}} — объем нефтепродукта в резервуаре, определенный при наличии водяной подушки, м3.

6.6.3. Поправку \Delta V_{\text{дн}} , м3, на вместимость резервуара за счет неровностей днища вычисляют по третьему способу (п. 5.3.4) по формуле

где \Sigma h_{0} — сумма превышений центральной точки относительно контура днища, м;

\Sigma h_{I} — сумма превышений точек концентрической окружности I относительно контура днища, м;

\Sigma h_{II - VIII} — сумма превышений точек концентрических окружностей II — VII относительно контура днища, м.

Примечание. Если поправка имеет отрицательное значение за счет неровностей днища, то ее прибавляют к значению вместимости резервуара.

Примечание. Для резервуаров вместимостью менее 700 м3 поправки на упругую деформацию не вводятся.

6.6.4. Поправку \Delta h_{\text{л}} на изменение начала градуировочной характеристики резервуара (установление нулевой отметки измерения уровня) от положения лота рулетки на днище резервуара вычисляют по формуле

где \frac{\Sigma b_{VIII}}{8} — среднее значение отсчетов по рейке, установленной по периметру резервуара, мм;

b_{\text{л}} — отсчет по рейке, установленной на днище резервуара в точке касания лота рулетки, мм.

Поправка \Delta h_{\text{л}} должна быть внесена в градуировочную характеристику резервуара или приложена к ней.

6.7. Поправку \Delta V_{\text{в}.\text{д}} на объем внутренних деталей (пароподогреватели, центральная стойка, тумба, кожух пробоотборника, защитная труба ручного измерения, опорные стойки, кронштейны и т.д.) определяют по исполнительной документации с учетом их расположения по высоте от днища резервуара.

При отсутствии исполнительной документации объем и высоту расположения внутренних деталей определяют по результатам непосредственных измерений этих деталей.

6.8 Вместимость V резервуара, соответствующая измеренному уровню H жидкости, определяют по формуле

где V_{\text{ц}} — вместимость правильного цилиндра, м3;

\Delta V_{\text{р}} — поправка на отклонение стенки резервуара от правильного цилиндра, м3;

\Delta V_{\text{г}} — поправка на упругую деформацию стенки резервуара от гидростатического давления, м3;

\Delta V_{\text{дн}} — поправка за счет неровностей днища, м3;

\Delta V_{\text{в}.\text{д}} — поправка на объем внутренних деталей, м3.

7.1. По результатам обработки измерений заполняют таблицу исходных данных для составления градуировочной характеристики резервуара: при ручной обработке (табл. 9) и при обработке на ЭВМ (табл. 10).

Таблица 9

характеристики резервуара при ручной обработке

7.2. Вместимость, соответствующую каждому поясу, вычисляют путем суммирования вместимостей правильного цилиндра, поправок на отклонение от правильного цилиндра, на деформацию от гидростатического давления, на неровность днища и объем внутренних деталей.

Примечание. Допускается прикладывать поправку за счет неровностей днища к градуировочной характеристике резервуара.

7.3. Вместимость резервуара вычисляют последовательным суммированием значений вместимостей каждого пояса.

7.4. В последней колонке таблицы (см. табл. 9) приводят значения вместимостей одного сантиметра в пределах данного пояса.

7.5. Последовательно суммируя значения вместимостей каждого сантиметра в пределах данного пояса, вычисляют значения вместимости резервуара с интервалом 1 см.

Примечание. Значения вместимости округляют до пяти значащих цифр. При этом для вместимости до 10 м3 округляют до 0,001 м3.

7.6. Значения вместимостей, составленные до максимального проектного уровня заполнения, заносят в градуировочную характеристику резервуара (см. табл. 11).

Градуировочная характеристика на стальной вертикальный цилиндрический

         резервуар N__________, установленный на__________

7.7. В дополнение к градуировочной характеристике составляют таблицу средних по высоте каждого пояса резервуара значений вместимости одного сантиметра, разбитого по миллиметрам (см. табл. 12).

Среднее значение вместимости дробных частей сантиметра вертикального цилиндрического

                 стального резервуара N__________

7.8. Геометрический метод при соблюдении требований, изложенных в стандарте, позволяет определить вместимость вертикальных цилиндрических стальных резервуаров с относительной погрешностью при доверительной вероятности 0,95 не более: +/- 0,25% - для резервуаров вместимостью 100 - 200 м3; +/- 0,2% - 300 - 3000 м3; 0,1% - 5000 - 50000 м3.

8.1 Определение объема нефти и нефтепродукта при наличии плавающего покрытия (понтона, плавающей крыши) в резервуаре

8.1.1 Поправка на наличие плавающего покрытия должна быть определена одним из следующих способов:

исключением объема, вытесненного плавающим покрытием;

внесением поправки на изменение уровня нефти и нефтепродукта.

8.1.2 Объем, вытесненный плавающим покрытием V_{\text{п}} , м3, определяют по формуле

где G_{\text{п}} - масса плавающего покрытия с учетом находящегося на нем оборудования, кг;

\rho - плотность нефтепродукта, кг/м3.

Фактический объем V_{\text{ф}} , м3, в резервуаре определяют по формуле

где V_{\text{изм}} - объем нефтепродукта, определяемый по градуировочной характеристике резервуара.

8.1.3. Поправку \Delta H , мм, на изменение уровня нефтепродукта от наличия плавающего покрытия вычисляют по формуле

где L_{\text{н}} - длина окружности резервуара, м.

Фактическую высоту уровня H, мм, нефтепродукта в резервуаре с плавающим покрытием вычисляют по формуле

где H_{\text{изм}} - высота уровня нефтепродукта в резервуаре, мм.

Примечание. Поправку на наличие плавающего покрытия (понтона, плавающей крыши) при определении объема нефтепродукта в резервуаре учитывают в момент, когда плавающее покрытие находится на плаву.

8.2 Определение поправки на изменение температуры стенки относительно температуры градуировки

8.2.1. Поправку \Delta V_{t} , м3, на объем нефтепродукта от изменения температуры стенки вычисляют по формуле

где V - объем нефтепродукта, определенный по градуировочной характеристике резервуара, м3;

\alpha = 12 \cdot 10^{- 6}°C^{- 1} - коэффициент линейного расширения стали;

t_{\text{в}} - температура окружающего воздуха, °C;

t_{\text{ж}} - температура нефтепродукта, °C.

8.2.2 Фактический объем нефтепродукта, находящегося в резервуаре с учетом его температуры, вычисляют по формуле

Примечание. Знак "+" или "-" принимается в зависимости от знака, полученного по формуле (21).

8.2.3. Для определения фактического объема нефтепродукта, находящегося в резервуаре, можно пользоваться поправочным коэффициентом K (см. табл. 13).

Фактический объем V_{\text{ф}} , м3, нефтепродукта в резервуаре с учетом поправочного коэффициента K вычисляют по формуле

где V - объем, определенный по градуировочной характеристике резервуара;

K - поправочный коэффициент.

Дата проведения _______________________________________________________

Место проведения ______________________________________________________

Основание _____________________________________________________________

Тип и номер резервуара ________________________________________________

Характеристика резервуара: сварной, клепаный, плавающее покрытие ______ число поясов __________ расположение поясов __________

Жидкость в резервуаре при измерении ___________________________________

Уровень жидкости при измерении, м _____________________________________

Плотность жидкости, кг/м3 _____________________________________________

Средства измерения ____________________________________________________

Эскиз резервуара

1. Измерение длины окружности первого пояса на высоте 3/4 от днища резервуара.

Расхождение между измерениями _________________________________________

Допускаемое расхождение _______________________________________________

2. Измерение радиальных отклонений образующих резервуара от вертикали

3. Определение вместимости днища:

заполнением жидкостью неровностей днища из другого градуированного резервуара

наливом на водяную подушку

нивелированием днища

Примечание. Определение выполняется одним из указанных выше способов.

4. Измерение температуры жидкости

5. Измерение температуры окружающего воздуха:

6. Измерение базовой высоты

Подписи: _____________________ должность, ф.и.о. _____________________ _____________________ _____________________ _____________________

АКТ

"__"_____________198__г.                                  УТВЕРЖДАЮ
город _________________                   Директор ________________________

                                                     наименование
                                               ________________________
                                               ________________________
                                                управления предприятия
                                               ____________________(__)
                                               "__"_____________198__г.

Определение размеров резервуаров

Основание _____________________________________________________________ договор, приказ, распоряжение

Составлен комиссией в составе.

подрядчика ____________________________________________________________ должность, ф.и.о.

Комиссия провела работу по определению размеров и технического состояния резервуаров в количестве ___________ шт.

Комиссии были предъявлены.

а) резервуары;

б) паспорта на резервуары;

в) справка о наличии внутренних деталей с расположением по высоте;

г) справка о наличии плавающего покрытия,

д) справка о том, что резервуары прошли гидравлические испытания.

Комиссия отмечает, что

а) техническая документация на резервуары представлена в полном объеме;

б) резервуары находятся в технически исправном состоянии и пригодны к эксплуатации;

в) полученные результаты измерений резервуаров (см. протоколы) достаточны для составления градуировочных характеристик резервуаров.

Приложение: протоколы N _______________________________________________

Подписи: _____________________ должность, ф.и.о. _____________________ _____________________ _____________________ _____________________

Резервуар вертикальный цилиндрический стальной — металлический сосуд в форме стоящего цилиндра с плоским днищем, стационарный с кровлей или с плавающей крышей, служащий для хранения и измерения жидкостей

Вместимость резервуара — объем корпуса, ограниченный высотой налива с учетом возможных деформаций стенки и днища

Градуировочная характеристика резервуара — зависимость вместимости резервуара от уровня заполнения резервуара жидкостью, составленная в виде таблицы

Исходное сечение — сечение резервуара, в котором измеряется длина окружности и относительно которого подсчитываются радиальные отклонения стенки от правильного цилиндра

Плавающее покрытие — понтон или плавающая крыша, находящиеся внутри резервуара на поверхности жидкости, предназначенные для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения

Базовая высота — расстояние по вертикали между днищем в точке касания лота рулетки и риской планки замерного люка.

1.1 Данные резервуара

1.1.1. Номинальная вместимость резервуара — РВС-10000 № 31 рулонного изготовления по проекту № 7-02-271.

1.1.2 Число и расположение поясов — восемь поясов, сваренные встык

1.1.3. Толщина поясов — 14, 12, 11, 9, 7, 6, 6, 6 мм при высоте 1500 мм

1.1.4 Уровень нефтепродукта при градуировке — 10,5 м

1.1.5. Температура окружающего воздуха и нефтепродукта во время градуировки t_{\text{в}} = 10°C , t_{\text{ж}} = 40°C

1.2 Проведение измерений и обработка их результатов

1.2.1. Измерение длины окружности первого пояса на высоте 1100 мм от днища резервуара два раза рулеткой РЗ-30

Первое измерение — L_{1} = 107442\text{мм}

Второе измерение — L_{2} = 107444\text{мм}

Допускаемое расхождение между двумя измерениями

Вычисляют среднее значение длины окружности по формуле (3) настоящего стандарта

где \Delta L_{\text{обх}} — поправку на обход вертикальных сварных швов принимают для РВС-10000 равной 6 мм из табл. 4 настоящего стандарта,

\Delta L_{t} — температурную поправку вычисляют по формуле (4)

Округляют значение до миллиметра L_{\text{н}} = 107427\text{мм} .

1.2.2. Измерение радиальных отклонений образующих резервуара и обработка результатов измерения.

Значения радиальных отклонений от нити отвеса до точек измерений низа (Н), середины (С) и верха (В), поясов заносят в табл. 1.

По каждому поясу вычисляют среднее значение расстояний по формулам (6, 7, 8) настоящего стандарта.

Для I пояса:

для II пояса:

a_{II}^{\text{ср}} = 252\text{мм} ;

для III пояса:

a_{III}^{\text{ср}} = 247\text{мм} и т.д.

Соответственно среднее значение радиальных отклонений образующих резервуара от вертикали с учетом толщины стенки вычисляют по формуле (9) настоящего стандарта.

Для I пояса \Delta R_{I}^{\text{ср}} = 252 - 252 - 14 = - 14\text{мм} ;

для II пояса \Delta R_{II}^{\text{ср}} = 252 - 252 - 12 = - 12\text{мм} ;

для III пояса \Delta R_{III}^{\text{ср}} = 247 - 252 - 11 = - 16\text{мм} и т.д.

Полученные значения, округленные до миллиметра, также заносят в табл. 1.

1.2.3. Поправку \Delta V_{\text{дн}} на вместимость резервуара за счет неровностей днища по третьему способу определяют посредством нивелирования днища после освобождения и очистки резервуара от нефтепродукта по формуле (14) настоящего стандарта.

Результаты нивелирования днища заносят в табл. 2, далее суммируют по вертикали и вычисляют \Sigma b_{i} .

Для концентрических окружностей \Sigma b_{0} = 1152 \cdot 8 = 9216\text{мм}

\Sigma b_{I} = 1248 + 1260 + 1263 + 1258 + 1281 + 1296 + 1274 + 1280 = 10160\text{мм} и т.д.

Разность суммы отметок концентрических окружностей получают из выражения \Sigma h_{i}\Sigma b_{III} - \Sigma b_{i} и составляют для точки О \Sigma h_{0} = 12440 - 9216 = 3224\text{мм} ,

для окружности I \Sigma h_{I} = 12440 - 10160 = 2280\text{мм} и т.д.

Затем разность отметок концентрических окружностей со II по VIII суммируют:

\Sigma h_{II - VIII} = 1832 + 1180 + 876 + 496 + 456 + 280 = 5112\text{мм} .

Подставляя значения из табл. 2 в формулу (14) настоящего стандарта, определяют поправку \Delta V_{\text{дн}}

.

1.2.4 Вместимость V_{\text{ц}} пояса правильного цилиндра вычисляют по формуле (5) настоящего стандарта;

для I пояса и последующих поясов

V_{\text{ц}} = 0,07958 \cdot 107,427^{2} \cdot 1,500 = 1377,6\text{м}^{3} .

1.2.5. Поправку \Delta V_{\text{р}} на отклонение пояса резервуара от правильного цилиндра вычисляют по формуле (10) настоящего стандарта;

для I пояса \Delta V_{\text{р}}^{I} = 107,427 \cdot 1,500( - 0,014) = - 2,256\text{м}^{3} ;

для II пояса \Delta V_{\text{р}}^{II} = 107,427 \cdot 1,500( - 0,012) = - 1,934\text{м}^{3} ;

для III пояса \Delta V_{\text{р}}^{III} = 107,427 \cdot 1,500( - 0,016) = - 2,578\text{м}^{3} и т.д.

Значения, подставляемые в формулу (10) настоящего стандарта, принимаются в метрах.

1.2.6. Поправку на деформацию от гидростатического давления каждого пояса для РВС-10000 принимают из табл. 4, 5 настоящего стандарта; для I пояса \Delta V_{\text{г}}^{I} = - 1,322\text{м}^{3} ; для II пояса \Delta V_{\text{г}}^{II} = - 1,112\text{м}^{3} ;

для III пояса \Delta V_{\text{г}}^{III} = - 0,741\text{м}^{3} и т.д.

1.2.7 Поправка на объем внутренних деталей, определенная по проектным данным рабочего чертежа для РВС-10000, составила

\Delta V_{\text{в}.\text{д}} = 1,583\text{м}^{3} .

1.3 Оформление результатов градуировки

1.3.1. Вычисленные значения вместимостей V_{\text{ц}} ; \Delta V_{\text{р}} ; \Delta V_{\text{г}} ; \Delta V_{\text{в}.\text{д}} ; \Delta V_{\text{дн}} для поясов заносят в табл. 8 настоящего стандарта.

1.3.2. Вместимость каждого пояса определяют суммированием вместимостей, указанных в формуле (16) с учетом их знаков;

для I пояса V^{I} = 1377,6 + ( - 2,256) + ( - 1,322) - 127,07 - 1,583 = 1245,4\text{м}^{3} ;

для II пояса V^{II} = 1377,6 + ( - 1,934) + ( - 1,112) = 1374,5\text{м}^{3} ;

для III пояса V^{III} = 1377,6 + ( - 5,479) + 1,193 = 1373,3\text{м}^{3} и т.д.

1.3.3 Вместимость резервуара составляет V = 10865,2 м3.

1.3.4. Для составления градуировочной характеристики резервуара определяют вместимость V_{\text{с}} , соответствующую одному сантиметру данного пояса, которую вычисляют делением значений V^{i} на высоту пояса и заносят в табл. 3; для I пояса

1.3.5. Значения вместимости с интервалом в один сантиметр получают путем последовательного суммирования и заносят в табл. 4.

Градуировочная характеристика вертикального цилиндрического стального резервуара № 31, установленного на __________

Полезная вместимость резервуара

при уровне заполнения H = 1050 см, V = 9491,9 м3

2.1 Данные резервуара:

2.1.1 Масса понтона — 57620 кг.

2.1.2 Температура окружающего воздуха — 15 °C.

2.1.3 Температура нефтепродукта в резервуаре — 45 °C.

2.1.4 Плотность нефтепродукта — 715 кг/м3.

2.1.5. Объем нефтепродукта в резервуаре по градуировочной характеристике при измеренном уровне H = 916 см составляет V = 8264,4 м3.

2.2 Объем нефтепродукта в резервуаре с учетом изменения температуры стенки составляет:

Значение коэффициента K для температуры 10 °C принимают из табл. 10 настоящего стандарта.

2.3. Объем нефтепродукта в резервуаре с понтоном определяют исключением из объема, принятого по градуировочной характеристике, поправки на наличие понтона

где V_{\text{ф}} — фактический объем нефтепродукта в резервуаре.

П. 3.1 ГОСТ 8.380-80 соответствует разд. 3 СТ СЭВ 1053-78.

Разд. 4 ГОСТ 8.380-80 соответствует разд. 4 СТ СЭВ 1053-78.

П. 5.1 ГОСТ 8.380-80 соответствует п. 5.3 СТ СЭВ 1053-78.