Перечень и характеристики основных типов горизонтальных резервуаров, сооружений и технологического оборудования объектов нефтебазы

- периодическую - по истечении  срока действия градуировочной  таблицы и после капитального  ремонта в случае внесения  в резервуар конструктивных изменений,  влияющих на его вместимость.

 

Требования к квалификации доверителей и требования безопасности:

1. Поверку резервуара проводит физическое лицо, прошедшее курсы повышения квалификации и аттестованное в качестве поверителя в установленном порядке.

Примечание - В Российской Федерации  физическое лицо проходит курсы повышения  квалификации в ГНМЦ-ВНИИР, других ГНМЦ или Академии стандартизации, метрологии и сертификации - по программе ГНМЦ-ВНИИР.

2. К поверке резервуара допускаются лица, изучившие техническую документацию на резервуар и его конструкцию, средства поверки резервуара и прошедшие обучение по 7.1 и инструктаж по безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

3. Лица, выполняющие измерения при поверке резервуара, должны быть одеты в спецодежду.

3.1. При геометрическом методе поверки:

- женщины - в комбинезон по  ГОСТ 12.4.099;

- мужчины - в комбинезон по  ГОСТ 12.4.100.

3.2. При объемном методе поверки:

- женщины - в халат по ГОСТ 12.4.131;

- мужчины - в халат по ГОСТ 12.4.132.

4. Перед началом поверки резервуара проверяют:

- исправность лестниц и перил  резервуара;

- исправность заземления/резервуара, насоса и установки при объемном  методе поверки.

5. Избыточное давление внутри резервуара должно быть равно нулю.

6. Уровень поверочной жидкости измеряют через измерительный люк или измерительную трубу. После измерений крышку измерительного люка или измерительной трубы плотно закрывают.

7. Средства, применяемые при поверке резервуара объемным методом, должны быть во взрывозащищенном исполнении для группы взрывоопасных смесей категории IIB-TЗ по ГОСТ 12.1.011 и предназначены для эксплуатации на открытом воздухе.

8. Содержание вредных паров и газов в воздухе вблизи или внутри1) резервуара на высоте 2000 мм не должно превышать санитарных норм, установленных ГОСТ 12.1.005.

9. Для освещения в темное время суток применяют светильники во взрывозащищенном исполнении.

 

2.2.2. Порядок определения  вместимости и градуировки горизонтального  резервуара. И руководящие документы.

 

Результаты  определения вместимости и градуировки  оформляют градуировочной таблицей, которую утверждает руководитель или главный инженер предприятия.

 

 

Раздел 3. Расчеты и методика их проведения. Анализ полученных результатов.

 

3.1. Структура мероприятий необходимых для решения возникших проблем. Порядок проведения сервисных работ на планируемый результат.

 

1. Определение внутренних размеров резервуара

с плоскими днищами по наружному измерению:

Данные наружного измерения:

Наружная длинна L_н=3223 мм; наружный диаметр D_н=2368 мм, толщина стенок δ =5 мм.

 

L_вн =  L_н - 2δ =3223– 2 х 5=3213 мм;

D_вн = D_н - 2δ =2368 - 2 х 5=2358 мм.

 

со сферическими и конусными  днищами  смотри: ГОСТ 8.346-79.

 

2. Определить вместимость цилиндрической части резервуара:

 

V_{ц =} (πD²_вн /4) L_вн =(3,14·2,358²/4) ·3,213 = 14,06 м³.

 

3. Определить объем внутренних деталей резервуара:

А) натуральный объем: с помощью штангенциркуля и линейки;

Б) по рабочим чертежам.

4. Определение деформаций резервуара и составление их описи (Приложение 1).
5. Определить объем горючего в резервуаре со льдом:

а) определяем по метрштоку высотный трафарет фактический (ВТФ):

Н _ВТФ = 2206 мм

б) определяем высотный трафарет постоянный (ВТП) (он замаркирован на крышке горловины резервуара):

Н _ВТП = 2226 см

     в) определяем высоту уровня льда в резервуаре:

Н_л = Н _ВТП - Н_ВТФ  = 2226 – 2206 = 20 мм

     г) определяем высоту взлива нефтепродукта (Н_г):

Н_г = 1608 мм

6. Определить уровень горючего (высоты налива).

 

Производится метрштоком не менее  чем в двух точках, находящихся  на осевой линии горизонтального  резервуара.

При определении объема горючего в  резервуарах наибольшее затруднение  возникает при наличии подтоварной  воды или льда. При этом необходимо учитывать высотный трафарет постоянный (ВТП) и высотный трафарет фактический (ВТФ), т.е. расстояния от среза замерного  люка до нижней внутренней образующей резервуара и до слоя льда соответственно (рис. 2).

Рис. 2. Схема измерения высотных трафаретов.

Замер высоты налива горючего производится в следующей последовательности:

• Определяется общая высота налива Н_общ (горючее + лед);

Н_общ = 1960 мм

• Определяется (при наличии) высота слоя  льда Н_л;

Н_л= 14мм

• Определяется высота налива горючего Н_г = Н_общ - Н_в(л).

Н_г =1974 мм

           Для определения в резервуаре  воды на нижнюю часть метрштока  (обычно до 10 см) наносится слой  водочувствительной пасты, которая  при воздействии воды меняет  свой цвет.

Метршток опускают в нефтепродукт осторожно на несколько секунд, чтобы  не потревожить его поверхность, иначе измерение может быть неверным, а затем медленно поднимаем.

Высота налива в каждом резервуаре замеряется с точностью до 1 мм и  не менее двух раз. При этом если, разница в отсчетах более 1 мм, замер  повторяют и из 2-3^х наиболее близких отсчетов берут среднее значение и записывают его в ведомость замеров.

 

7. Определение поправки на уклон резервуара (если он есть) (Акт на уклон резервуара Приложение 2):

Δh = ± а·l

Где а – уклон оси резервуара (рис. 1);

       l – расстояние от точки измерения до середины резервуара, мм;

       знак (+) – если уклон в сторону люк;

       знак (-) – если уклон от люка;

а =( Н₁ -  Н₂  ) /L,

     где L – длина резервуара (или расстояние между точками измерения уровня воды);

      Н₁ и  Н₂ – измерения высоты взлива воды в двух точках резервуара, необходимые при определении поправки на уклон.

а = (0,010-0,028)/3,213= -0,005

Δh= ± 1438·0,005= -7,19

Так как уклон резервуара в сторону  измерительного люка, Δh - поэтому значение отрицательное.

Исправление уровня:  Н_общ=1974-5= 1969 мм;

Н_в(л)=14-5= 9 мм

Рис. 1. Измерение уклона резервуара.

 

8. Найти значение Н_г/D_вн с точностью до четвертого знака.

Н_г/D_вн = 1608/2358 = 0,6819

9. По таблице приложения 4 ГОСТ 8.346-79. «Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки», для этого отношения определить коэффициент заполнения цилиндрической части резервуара К_ц

К_ц = 0,89334

Определяем объем горючего со льдом  в резервуаре:

V_г(л) =  V_ц К_ц =14,06*0,89334= 12,56 м³.

10. Определяем по градуировочной таблице объем льда:

V_(л) = 0,015 м³.

11. Определяем объем горючего в резервуаре:

V_г = 12,56 -0,015 =12,545    м³.

Погрешность при замерах горючего в резервуарах вместимостью до 100 м³ составляет ± 0,8 %  и более 100 м³± 0,5 %.

12. Определяем плотность горючего в соответствии с ГОСТ 3900 – 85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности».

Для отбора проб и определения плотности  горючего применяют следующие приборы:

• Пробоотборники (переносные или стационарные);
• Мерный цилиндр;
• Нефтеденсиметр (ареометр).

Инвентарь для проб и посуда должны быть чистыми и сухими. Перед применением  их ополаскивают нефтепродуктом, отбираемым для пробы из соответствующей  емкости.

Для определения плотности (ρ) отобранную пробу наливают в стеклянный мерный цилиндр для нефтепродукта, в  который осторожно опускают чистый и сухой нефтеденсиметр, держа  его за верхний конец. После того как нефтеденсиметр установится  и прекратятся его колебания, производят отсчет по верхнему краю мениска (как для ЛВЖ, так и для ГЖ). При отсчете глаз должен находиться на уровне мениска.

Отсчет по шкале нефтепродукта  измеряют или термометром нефтеденсиметра, или дополнительным термометром. Погрешность  средств измерения температуры  не должна превышать ± 0,5ºС. Данные плотности  и температуры записываются в  ведомость замеров нефтепродуктов в резервуаре.

М_г = V_г ·ρ = 12,545 м³  х 814 кг/м³ = 10211кг

Выбор нефтеденсиметров осуществляется в соответствии с таблицами 1, 2, 3 и 4:

Таблица 1.

Применяемые ареометры по плотности

Диапазон измерения, кг/м3	Измеряемый продукт
650 – 710	Бензин 76 (лето)
710 – 770	Бензин 76 (зима)
770 – 830	Бензин 92-93 (зима, лето)
830 – 890	Дизельное топливо (зима и лето)
890 – 910	Масла (лето)
910 - 990	Масла (зима)

Таблица 2.

Ареометры для нефтепродуктов АН

(применяются для измерения плотности)

Диапазон измерения плотности, кг/м3	Цена деления, кг/м3	Длина, мм
650 – 680	0,5	300
680 – 710	0,5	300
710 – 740	0,5	300
740 – 770	0,5	300
770 – 800	0,5	300
830 – 860	0,5	300
860 – 890	0,5	300
890 – 920	0,5	300
920 – 950	0,5	300
950 – 980	0,5	300

 

Таблица 3.

Ареометры для нефтепродуктов с  термометром АНТ-1

(применяются для измерения плотности  и температуры)

Диапазон измерения, кг/м3 Цена  деления, кг/м3 Диапазон измерения температуры, ºС Цена деления, ºС Длина, мм 650 – 710 0,5 - 20 до + 45 1 500 710 – 770 0,5 - 20 до + 45 1 500 770 – 830 0,5 - 20 до + 45 1 500 830 – 890 0,5 - 20 до + 45 1 500 890 – 910 0,5 - 20 до + 45 1 500

 

Таблица 4.