ГОСТ 8.380-80 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические вместимостью 100 - 50 000 куб. м. Методы и средства поверки

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ ВМЕСТИМОСТЬЮ 100-50000 м³

МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

ГОСТ 8.380—80 (СТ СЭВ Ю53-78)

Издание официальное

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО СТАНДАРТАМ

Москва

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ ВМЕСТИМОСТЬЮ 100-50000 м³

МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

ГОСТ 8.380-80

(СТ СЭВ 1053-78)

Издание официальное

МОСКВА —1980

РАЗРАБОТАН Государственным комитетом СССР по стандартам ИСПОЛНИТЕЛИ

В. Г. Колесников, Б. Г. Хусаинов, В. И. Равнин

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

УДК 621.642.2/.3.001.4 : 531.73 : 006.354 Группа Т88.1

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

Государственная система обеспечения единства измерений

РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ

ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ ВМЕСТИМОСТЬЮ 100—50 000 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

Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 12 мая 1980 г. № 2053 срок введения установлен

с 01.01 1981 г.

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.

Таблица 1

Издание официальное

★

Перепечатка воспрещена

Стр. 2 ГОСТ 8.380—80

Продолжение табл. I

• 1.2. Средства измерений должны быть аттестованы (поверены) органами государственной метрологической службы.

• 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°С.

    • 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;

подбирают необходимые средства измерений, указанные в п. 1.1, и устанавливают их на резервуар.

Примечание. Допускается градуировка порожних резервуаров вместимостью от 700 до 50 000 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.

  • 4.7. Поверитель, производящий отсчеты по линейке, не должен стоять под кареткой во время движения ее по стенке.

  • 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/_ч 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-ЗО.

2 Зак. 979

Стр. 4 ГОСТ 8.380—80

• 51.3. 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 резер-

вуара 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 илмере-ний 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 10 000 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 а, 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.

Для перехода от одной точки разметки к другой каретку опускают на землю, а штангу со всей оснасткой передвигают по кровле резервуара.

Расстояния от стенки резервуара до нити отвеса отсчитывают по стальной измерительной линейке. Линейку устанавливают в середине первого пояса при помощи магнитного держателя перпендикулярно к стенке резервуара поочередно в каждой точке разметки. Начало шкалы располагается у стенки резервуара.

Отсчеты производят при передвижении каретки вдоль образующей, проходящей от точки разметки первого пояса к точкам измерения на верхних поясах.

/—колесо каретки; 2—харетка; J—отвес; <—магнитный держатель; 5— шкала для отсчета отклонения; 6—блок; 7—штанга

Черт. 1

/—каретка; линейка; ^противовес; струна; 4— мвгяитиык держатель; 6—rpyj 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. О п р е д е л е н и е 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.

Стр. 8 ГОСТ 8.380—80

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_rp и измеряемому И_и3м резервуарам.

• 5.3.3. По второму способу вместимость днища определяют посредством заполнения воды под слой нефтепродукта, находящегося в данном резервуаре. Сначала в резервуаре измеряют уровень нефтепродукта, затем заполняют водой до уровня 0,5—0,6 м, то есть выше неровностей днища. Через 15—20 мин после заполнения измеряют уровень нефтепродукта рулеткой с водочувствительной лентой. По измеренным уровням определяют объемы нефтепродукта до и после заполнения водой.

• 5.3.4. По третьему способу производят нивелирование ряда точек днища с последующим вычислением поправки на вместимость за счет неровностей днища.

  

J—горизонт нивелира; 2—нивелир; 3—рейка. 4—рейка в точке касания лота рулетки

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 0,35/?; 0,507?; 0,617?; 0,717?; 0,797?; 0,867?; 0,937?; 7?. 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 черном стороне рейки и контролируют по красной стороне.

Полученные по рейке отсчеты записывают в табл. 2.

Таблица 2

• 5.4. Измерение температуры жидкости и окружающего воздуха

  • 5.4.1. Температуру жидкости измеряют ртутным термометром.

Стр. 10 ГОСТ 8.380—80

• 5.4.2. Среднюю температуру t_w жидкости в градусах Цельсия определяют по формуле

(1)

где fh t₂, 1з— температуры проб, отобранных из верхнего, сред

него и нижнего слоев жидкости в соответствии с

• 5.4.3. Температуру окружающего воздуха измеряют в теневой части вблизи резервуара ртутным термометром с ценой деления 0,5°С.

• 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 Я_Ср, мм, по результатам двух измерений

ср

(2)

где 771, #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 ИЗМЕРЕНИЙ

• 6.1. Вычисление длины наружной окружности 1-го пояса

  • 6.1.1. Длину наружной окружности L_llt мм, 1-го пояса вычисляют по формуле

    
    
    
    
    
    

    (3)

    
    

где 1_Ь 1₂—результаты двух измерений длины окружности ис

Д1обх —поправка на обход выступающих частей;

Д1/ —температурная поправка.

• 6.1.2. Поправка Д1₀бх складывается из поправки на обход вертикальных сварных швов, выбираемой из табл. 3, и поправок на обход других выступающих частей, определяемых скобой.

Таблица 3

Продолжение табл. 3

• 6.1.3. Температурную поправку Д£_ь мм, вычисляют по формуле

M_t=12- 10-⁶Z„ , (4)

4

где 12-10^-6—коэффициент линейного расширения стали, °С~^!; — температура жидкости в резервуаре, °C. /_в— температура окружающего воздуха, °C.

Примечание. Значение L_n округляют до миллиметра.

• 6.2. Вместимость У_ц, м³, пояса правильного цилиндра вычисляют по формуле

U_u=0,07958/^A_o (5)

где hi — высота соответствующего пояса, принимаемая по исполнительной документации или по данным измерения, м; L_H — длина окружности первого пояса, м.

• 6.3. В ы числение средних радиальных отклонений образующих резервуара от вертикали

  • 6.3.1. Результаты измерений расстояний а, заносят в табл. 4.

Таблица 4

Стр. 12 ГОСТ 8.380—80

• 6.3.2. Среднее расстояние а£^р для I пояса вычисляют по формуле

  _Лср __ Sflf

  Д| —---

  
  

  (6)

  
  

т

• 6.3.3. Среднее расстояние а?^р для верхнего пояса вычисляют по формуле

  р Х<+ Zaf аг —

  
  

  (7)

  
  

2-т

• 6.3.4. Среднее расстояние для остальных поясов вычисляют по формуле

  аг

  
  

  4-/п

  
  

  (8)

  
  

где a", a/,a® — расстояния в нижнем, среднем и верхнем сечениях соответствующего пояса; т— количество образующих резервуара.

Примечание. Значения af^ округляют до миллиметра.

• 6.3.5. Средние радиальные отклонения Д/?[^р с учетом толщины стенки вычисляют по формуле

A/?^=4^₽-af^₽- 3,., (9)

где — толщина стенки резервуара в рассматриваемом поясе., принимаемая по исполнительной документации или по данным измерения, мм.

• 6.4. Поправку ДУ_Р на отклонение пояса резервуара от правильного цилиндра вычисляют по формуле

  (Ю)

  
  

Л1/_Р=£_НМ^^Р-

• 6.5. Поправку ДУ_Г на упругую деформацию стенки от гидростатического давления в зависимости от уровня жидкости в резервуаре определяют в общем виде по формуле

  
  
  

(>L*h 1№ / Ht-Xj \

394,78£ \ ^Ъ1 /

где р — плотность нефтепродукта, кг/м³;

£_н— длина окружности резервуара, м;

h— высота рассматриваемого пояса, м;

Hi— высота заполнения резервуара, м;

Xi— расстояние от днища резервуара до середины рассматриваемого пояса, м;

д,-—толщина стенки рассматриваемого пояса, мм;

Е — модуль упругости материала, для стали £=2,1.10^й Па (2,1-10⁶ кгс/см²).

Поправка ДУ_Г должна быть внесена в градуировочную характеристику резервуара.

При расчете исходных величин для резервуара каждого типа можно пользоваться поправками ДУ_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 Н_тах=0,95 Н, где И — высота резервуара, м.

Поправки ДР'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 ДУдн на вместимость резервуара за счет неровностей днища вычисляют по первому способу (п. 5.3.2) по формуле

AV;_H=^_3U-IZ,_P> (12)

где Уиэм—объем жидкости, определенный в измеряемом резервуаре, м³;

V_rp — объем жидкости, определенный по ранее градуированному резервуару, м³.

• 6.6.2. Поправку ДУдн на вместимость резервуара за счет неровностей днища вычисляют по второму способу (п. 5.3.3) по формуле

Д1/_дн=1/_б._в-1/_с._в (13)

где У_б.в — объем нефтепродукта в резервуаре, определенный при отсутствии водяной подушки, м³;

Ус.в — объем нефтепродукта в резервуаре, определенный при наличии водяной подушки, м³.

• 6.6.3. Поправку ДУдн, м³, на вместимость резервуара за счет неровностей днища вычисляют по третьему способу (п. 5.3.4) по формуле

Ду_дн= 0,07958А²н(0,005208ЕЛ₀4-0,018229^! + 0,015625EAn-viii), (14)

где S/io—сумма превышений центральной точки относительно контура днища, м;

Zhi — сумма превышений точек концентрической окружности I относительно контура днища, м;

^sAji_vni" 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.

• 6.6.4. Поправку ДЛ_Л на изменение начала градуировочной характеристики резервуара (установление нулевой отметки измерения уровня) от положения лота рулетки на днище резервуара вычисляют по формуле

д_й.=2Ц!!1_ _(|5)

где ——среднее значение отсчетов по рейке, установленной

⁸ по периметру резервуара, мм;

Ья —отсчет по рейке, установленной на днище резервуара в точке касания лота рулетки, мм.

Поправка Д/г_л должна быть внесена в градуировочную характеристику резервуара или приложена к ней.

• 6.7. Поправку ДУ_в._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 Н жидкости, определяют по формуле

v= |/_ц-ьд И_р+д V_г—д к_ян-д V,. _д, (16)

где У_ц— вместимость правильного цилиндра, м³;

ДУ_Р—поправка на отклонение стенки резервуара от правильного цилиндра, м³;

ДУ_Г—поправка на упругую деформацию стенки резервуара от гидростатического давления, м³;

ДУ_дн— поправка за счет неровностей днища, м³;

ДУ_в.д— поправка на объем внутренних деталей, м³.

• 7. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ГРАДУИРОВКИ

  • 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

    
    

Исходные данные для составления градуировочной при ручной обработке

характеристики резервуара

Исходные данные для составления градуировочной характеристики резервуара* на ЭВМ

Нефтебаза --------------------------------

Резервуар № -------------------------------

Высота поясов

Продолжение табл. 10

П родолжение табл. 10

Продолжение табл. 10

Толщина стоики поясов

Продолжение табл 10

Среднее расстояние от степкн поясов до базовой вертикали, мм

Продолжение табл. 10

Продолжение табл. 10

Продолжение табл. 10

• 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 дниша 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. II).

Таблица И

Градуировочная характеристика на стальной вертикальный цилиндрический

резервуар №.----------, 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).

Таблица 12

Среднее значение вместимости дробных частей сантиметра вертикального

цилиндрического стального резервуара №-----------

• 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. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ

  • 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 У_п, м³, определяют по формуле

У_п=-^-> (17)

е

где G_n—масса плавающего покрытия с учетом находящегося на нем оборудования, кг;

q — плотность нефтепродукта, кг/м³.

Фактический объем Уф, м³, в резервуаре определяют по формуле

Уф=Уизм-У_п, (18)

где Уизм — объем нефтепродукта, определяемый по градуировочной характеристике резервуара.

• 8.1.3. Поправку ДЯ, мм, на изменение уровня нефтепродукта от наличия плавающего покрытия вычисляют по формуле

l/y^¹²⁵⁶⁶-^tfn , (19)

^•е

где L_lt — длина окружности резервуара, м.

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

Н=Н_язи-ЬН, (20)

где Яизм — высота уровня нефтепродукта в резервуаре, мм.

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

• 8.2. Определение поправки на изменение температуры стенки относительно температуры градуировки

  • 8.2.1. Поправку ДУ_Ь м³, на объем нефтепродукта от изменения температуры стенки вычисляют по формуле

д^=21/а(-^±^--20°с), (21)

где V—объем нефтепродукта, определенный по градуировочной характеристике резервуара, м³; а=12-10~^6оС~¹“ коэффициент линейного расширения стали;

/_в— температура окружающего воздуха, °C;

— температура нефтепродукта, °C.

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

V^V±^V_t. (22)

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 К (см. табл. 13).

Таблица 13

Поправочный коэффициент К на изменение объема нефтепродукта в зависимости от температуры стенки

Фактический объем Уф, м³, нефтепродукта в резервуаре с учетом поправочного коэффициента К вычисляют по формуле

(23)

где V — объем, определенный по градуировочной характеристике резервуара;

К — поправочный коэффициент.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Обязательное

ПРОТОКОЛ №

измерений вертикального резервуара

Дата проведения -----------------------------------------—

Место проведен ия---------------------------------------—-—-

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/< от днища ре

зервуара.

Расхождение между измерениями -----------------------------------

Допускаемое расхождение-------------------------------------------

2. Измерение радиальных отклонений образующих резервуара от вертикали

П родолжение

3. Определение вместимости днища: заполнением жидкостью неровностей днища нз другого градуированного

наливом на водяную подушку

И_дн= _в- 1/_с. _в;

нивелированием днища

Примечание. Определение выполняется одним из указанных выше способов.

4. Измерение температуры жидкости . ^УС;

Л= . . . °C =

4= - - . °с.

5. Измерение температуры окружающего воздуха:

/_в= . . . °C.

. . мм; /Л= .

управления предприятия

-------------------------------------------( )

Определение размеров резервуаров

Основание ---------------------------------------------------------

договор, приказ, распоряжение

Составлен комиссией в составе.

подрядчика

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 №-------------------------------------—

Подписи------

должность, ф н. о

Скоба для измерения поправок на обход рулеткой накладок и других выступающих частей

Приспособление для подвески каретки при измерении радиальных отклонений образующих резервуаров с трубой орошения, расположенной на верхнем поясе

/—держатель, полоса 3X30, 2—уголок Б-45Х45ХЗ; 3—уголок Б-45Х45ХЗ

Черт. 2

Приспособление для подвески каретки при измерении радиальных отклонений образующих резервуаров с плавающей крышей

/—держатель, полоса 3X30, 2—уголок

Б-50Х50Х4, 3—уголок Б-50Х50Х4. 4—уголок Б-50Х50Х4, 5—уголок Б-5ОХ5ОХ4, длина 300 мм. &—уголок Б-50Х50Х4

Черт 3

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Справочное

ТЕРМИНЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В СТАНДАРТЕ, И ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

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

ПРИЛОЖЕНИЕ 4 Справочное

1. ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВМЕСТИМОСТИ ВЕРТИКАЛЬНОГО ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО СТАЛЬНОГО РЕЗЕРВУАРА

• 11 Данные резервуара

111 Номинальная вместимость резервуара — РВС-10 000 № 31 рулонного изготовления по проекту № 7—02—271.

1 1 2 Число и расположение поясов — восемь поясов, сваренные встык

1 I 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 /_о=10°С, £_ж=40°С

• 12 Проведение измерений и обработка их результатов

121 Измерение длины окружности первого пояса на высоте 1100 мм от днища резервуара два раза рулеткой РЗ—30

Первое измерение — Д1 = 107442 мм

Второе измерение — 1,2^е 107444 мм

Допускаемое расхождение между двумя измерениями

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

где Д£обх — поправку на обход вертикальных сварных швов принимают для РВС-10 000 равной 6 мм из табл. 4 настоящего стандарта,

Д£₍ — температурную «поправку вычисляют по формуле (4)

_Л 40—10

(AL_Z = 12- 10~⁶ • 107442 .---------=-9,7 мм).

4

Округляют значение до миллиметра £_н= 107427 мм.

• 1.2.2. Измерение радиальных отклонений образующих резервуара н обработка результатов измерения.

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

По каждому поясу вычисляют среднее значение расстояний по формулам

7, 8) настоящего стандарта.

Для I пояса:

а

для II пояса:

Оц^р = 252 мм;

для III пояса:

а ЭД =247 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 Д/?1^Р = 252—252—14 =—14 мм;

для II пояса Д/? ЭД =252—252—12=—12 мм;

для III пояса Д/?ЭД —247—252—11=—16 мм и т. д.

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

• 1.2.3. Поправку ДУ_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 26,.

Для концентрических окружностей 1152-8 = 9216 мм

S5i= 1248+1260+1263+1258+1281+1296+1274+1280= 10 160 мм и т. д. Разность суммы отметок концентрических окружностей получают из выражения Х/ц Хдш—X6_t и составляют для точки О Е/ц= 12440—9216 = 3224 мм, для окружности I Xfti = 12440—10160 = 2280 мм и т.д.

Таблица 1

ГОСТ 8.340— М Стр. 33

Таблица 2

Затем разность отметок концентрических окружностей со II по VIII суммируют:

^2All-vill «1832+1180+876+496+456+280=5112 мм.

Подставляя значения из табл. 2 в формулу (14) настоящего стандарта, определяют поправку AV_MU

АУд_П—0,07958-107,427² (0,005208-3,224+ 0,018229• 2,280 + 0,015626-5,120) = 127,07 м³.

• 1.2.4. Вместимость У_ц пояса правильного цилиндра вычисляют по формуле (5) настоящего стандарта;

для I пояса и последующих поясов

У_ц = 0,07958-107,427²-1,500= 1377,6 м³.

• 1.2.5. Поправку ДУ_Р на отклонение пояса резервуара от правильного цилиндра вычисляют по формуле (10) настоящего стандарта;

для I пояса ДУр = 107,427• 1,500(—0,014) --2,256 м³;

для II пояса ДУр' = 107,427- 1,500 (—0,012) =-1,934 м³;

для III пояса ЛУр¹¹ = 107,427 • 1,500 (—0,016) =—2,578 м³ 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—10 000 принимают из табл. 4, 5 настоящего стандарта; для I пояса AV* = —1,322 м³; для II пояса AVj?= —1,112 м³;

для III пояса AVj¹¹ =—0,741 м³ и-т. д.

• 1.2.7. Поправка на объем внутренних деталей, определенная по проектным данным рабочего чертежа для РВС—10 000, составила.

ДР_вд= 1,583 м³.

13 Оформление результатов градуировки

• 1.3.1. Вычисленные значения вместимостей У_д; ДУ_Р; ДУ_Г; ДУ_{в д}; ДУ_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 V¹ = 1377,6+(—2,256) + (—1,322)—127,07—1,583=1245,4 м’;

для II пояса V¹¹ =1377,6+(—1,934)+ (—1,112) = 1374,5 м³;

для III пояса V^IH = 1377,6+(—5,479)+1,193 = 1373,3 м³ и т. д.

• 13.3. Вместимость резервуара составляет V—10865,2 м³.

1.3.4. Для составления градуировочной характеристики резервуара определяют вместимость V_c, соответствующую одному сантиметру данного пояса, которую вычисляют делением значений V’’ 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.

Та блица 4

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

Полезная вместимость резервуара

при уровне заполнения Я=1050 см, V—9491,9 м³

Таблица 5

Среднее значение вместимости дробных частей сантиметра стального вертикального цилиндрического резервуара № 31

2. ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМА НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ С ПОНТОНОМ

• 2.1. Данные резервуара;

• 2.1.1. Масса понтона — 57620 кг.

• 2.1.2. Температура окружающего воздуха — 15°С.

• 2.1.3. Температура нефтепродукта в резервуаре — 45°С.

• 2.1.4. Плотность нефтепродукта — 715 кг/м³.

• 2.1.5. Объем нефтепродукта в резервуаре по градуировочной характеристике при измеренном уровне /7=916 см составляет V=8264,4 м³.

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

И=8264,4-1,00024= 8266,4 м³

Значение коэффициента К для температуры 10°С 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 Иф — фактический объем нефтепродукта в резервуаре.

  
  
  

ПРИЛОЖЕНИЕ & Справочное

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ О СООТВЕТСТВИИ ГОСТ 8.380—80 И СТ СЭВ 1053—78

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.