Меню

Рвс как средство измерения



Резервуар как средство измерений

§ РД 09-102-95 «Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России (Ростехнадзору РФ)»;

§ РД 153-112-017-97 «Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров».

В комплексе этих документов определены допустимые и недопустимые значения параметров конструкции резервуара, необходимые для оценки состояния его работоспособности, степени деградации и принятия решений о необходимости компенсационных мероприятий и возможности дальнейшей эксплуатации в качестве хранилища жидких сред. Однако, ни один из указанных документов не рассматривает резервуар как средство измерений и не предлагает методов количественной оценки деформаций конструкции и изменения МХ в условиях эксплуатации.

Как резервуар подвергается периодической «поверке» в процессе эксплуатации?

Процедура «поверки» определена единственным документом ГОСТ 8.570-2004 «Резервуары стальные вертикальные. Методика поверки». Согласно ему межповерочный интервал устанавливается не реже одного раза в пять лет.

Единственной предлагаемой нормативной метрологической характеристикой резервуара как средства измерений вместимости определена градуировочная таблица вместимости (зависимость вместимости от уровня жидкости по высоте резервуара) с декларируемой инструментальной составляющей погрешности измерения вместимости равной для резервуаров номинальной вместимостью от 5 000 м3 до 50000 м3 – 0,1 %.

Градуировочную таблицу можно получать двумя методами:

— объемным, когда зависимость вместимости от уровня жидкости определяют при последовательном, дозированном заполнении РВС;

— геометрическим, когда градуировочная таблица рассчитывается по результатам обмеров резервуара (длине окружности первого пояса, отклонения по вертикали образующих, толщин стенок по поясам) по специальной программе.

Процедуры поверки в сравнении с эталоном не предусмотрены.

Таким образом, применяемый подход определения МХ РВС не обеспечивает контроль за качеством «хранения» и воспроизведения единицы измерения, не дает возможности определения стабильности и изменения погрешности в процессе эксплуатации.

Практически, на каждый межповерочный период создается новая метрологическая характеристика РВС с неизвестной погрешностью. В ГОСТе отсутствует модель расчета и оценки погрешности. Поскольку нет сравнения с эталоном, определить состояние средства измерения невозможно. Критериев определения межповерочного интервала нет.

Отсутствие программы испытаний резервуара для целей утверждения типа СИ вызывает вопросы:

1. Каким образом СИ – резервуар обеспечивает выполнение положений Закона РФ «Об обеспечении единства измерений» и нормативов законодательной метрологии?

2. Каким образом резервуар РВС зарегистрирован в Государственном реестре СИ?

3. Есть ли необходимость сохранять статус резервуара как «меры вместимости»?

4. Является ли процедура нормированная ГОСТ 8.570-2000 «поверкой» или это «калибровка» при применении объемного метода, и «градуировка», при применении геометрического метода?

Технические особенности конструкции резервуара РВС

Конструкция резервуара является оболочковой (толщина стенки меньше диаметра более чем в 100 раз). Легкодеформируемые оболочковые конструкции не могут обеспечить стабильность геометрических параметров в течение срока эксплуатации, а также являются геометрически нестабильными под воздействием различных внешних факторов.

В процессе эксплуатации при наполнении и опорожнении резервуар и его фундамент испытывают статические и переменные (малоцикловые) нагрузки. В местах концентрации напряжения в элементах РВС достигают предела пластичности и вызывают соответствующие деформации. Осадка и поводки фундамента также вызывают изменения формы и размеров РВС. Для вновь изготовленных РВС характерна деформация на начальном этапе эксплуатации из-за релаксации сварочных напряжений.

Обычно, если деформации не превышают допустимых по критериям устойчивости, то продолжается дальнейшая эксплуатация резервуара при неопределенном изменении его МХ.

Таким образом, конструкция резервуара по эксплуатационному поведению не является стабильной, подвержена накоплению пластических деформаций и изменению МХ. Необратимые изменения формы и размеров конструкции не учитываются моделью упругих деформаций, заложенной в основу Гост 8.570-2000.

Отсутствие математической модели расчета погрешности МХ, отсутствие процедуры поверки с эталоном не позволяют определить достоверность результатов измерения вместимости части резервуара, занятой жидкостью.

Наличие только одной метрологической характеристики (градуировочной таблицы) явно недостаточно для того, чтобы контролировать стабильность геометрии конструкции в процессе срока службы СИ.

Таким образом, резервуар РВС не может быть признан средством измерения вместимости де-юре, с точки зрения формальной метрологии, и де-факто, из-за наличия упругих и пластичных деформаций, не учтенных при проектировании, изготовлении, монтаже и эксплуатации.

Известно, что в спорных ситуациях, при сравнении результатов измерений массы нефти и нефтепродуктов, получаемых различными методами и средствами измерений, арбитражными признаются результаты, полученные с применением резервуара.

Источник

Резервуары для нефтепродуктов — тоже средства измерений

И. А. Соков.

Восточно-Сибирский филиал ФГУП ВНИИФТРИ, г. Иркутск, Россия,e-mail: office@niiftri.irk.ru

В статье критически рассмотрена методика поверки горизонтальных резервуаров, предназначенных для хранения и измерения объема нефтепродуктов, по ГОСТ 8.346-2000 с изменением Ns 1, принятым в мае 2012 г. Указаны ее существенные недостатки и несоответствия современным требованиям. Предлагается провести повторную доработку методики одновременно со с тандартом технических условий на эти резервуары ГОСТ 17032-2010. Обращено внимание на широкое применение резервуаров, не внесенных в Гэсударственный реестр средств измерений и на незаконную поверку их.

Ключевые слова: хранение нефтепродуктов, измерение объема нефтепродуктов, резервуары горизонтальные, поверка.

The article critically discusses the methodology of verification of horizontal tanks intended for storage and measuring the volume of petroleum products, according to GOST8.346-2000 with change number 1, adopted in May 2012. Drew attention to the widespread use of tanks not included in the State Register of measuring instruments and to the illegal practice of verification it.

Key words: storage of petroleum products, measurement of volume of petroleum, reservoirs horizontal, calibration.

1 июля 2013 г. вступил в действие измененный (отредактированный) текст ГОСТ 8.346-2000 [1, 2]. К сожалению, ознакомиться с новым содержанием стандарта можно только путем сопоставления начального текста в редакции 2000 года [1] и опубликованного в начале 2013 г. «Изменения №1» [2]: полного текста стандарта в новой редакции пока нет, хотя изменение №1 принято достаточно давно, в мае 2012 года.

Несмотря на солидный объем названного изменения (21 страница печатного текста), оно не вносит радикальных улучшений в методику поверки резервуаров, а только приводит текст ГОСТ в соответствие с изменившимися за 12 лет основополагающими документами в области поверки СИ. Жаль, но имевшиеся в стандарте существенные недостатки, затрудняющие поверочную работу, сохранились в неприкосновенности, а в некоторых случаях к ним добавились новые.

В частности, нет требования о соответствии поверяемых резервуаров межгосударственному стандарту на технические условия для них (ныне ГОСТ 17032-2010 [3], ранее ГОСТ 17032-71) или хотя бы ссылки на него. При наличии такого стандарта краткое приложение к ГОСТ 8.346-2000 «К. Технические требования» оказывается ненужным. К сожалению, в ГОСТ 17032 не отражена измерительная функция резервуаров и, соответственно, не установлены хотя бы основные метрологические требования.

Странно, что два стандарта одного уровня на один и тот же объект охватывают разные диапазоны вместимости резервуаров: ГОСТ 8.346-2000 — до 200 м1 * 3, а ГОСТ 17032-2010-только до 100м3.

Читайте также:  Манипуляция измерение толщины подкожной складки

Требование об утверждении типа поверяемых резервуаров и внесении их в Государственный реестр средств измерений согласно ст.12 Федерального Закона № 102-ФЗ [4] почему-то вынесено в названное приложение К и относится только к новым типам резервуаров, хотя все подобные резервуары, как новые, так и «старые», используются одинаково: если не для государственных учетных, то обязательно для торговых и товарообменных операций.

Получается, что поверке по ГОСТ 8.346-2000 можно подвергать любое изделие, названное горизонтальным стальным резервуаром, независимо от его соответствия общим требованиям по другому межгосударственному стандарту (ГОСТ 17032) и общим метрологическим требованиям, действующим в государстве. Таким образом, стандарт на методику поверки как бы узаконивает поверку (и применение!) нестандартизированных и не прошедших официальное признание резервуаров, включая и сферу государственного регулирования обеспечения единства измерений согласно ст.1 Закона [4].

Вследствие этого сложилась такая ситуация, когда поверке подвергаются и проходят её с положительным результатом разнообразные резервуары неизвестного происхождения, не имеющие технических документов от изготовителя или хотя бы от владельца. Все они имеют общее обозначение «РГС» с добавлением номинальной вместимости (в кубометрах), например РГС-50, РГС-100 ит.п.; порядковые номера им присваиваются родным предприятием — владельцем. По стране рассредоточены тысячи разнообразных и «разномастных» резервуаров с одинаковыми «обозначениями типа» и номерами. Даже на территории одного региона или в пределах одного ведомства можно встретить десятки резервуаров с обозначением, например «РГС-50 №1».

В настоящее время, согласно официальным данным, в Государственном реестре средств измерений Российской Федерации зарегистрированы 6 типов серийных РГС, выпускаемых на 5 предприятиях в западной части страны, а также 18 единичных резервуаров с вместимостью от 10 до 200 м3, выпущенных разными предприятиями в период с 2006 по 2012 годы. Кроме того, в 2011 году в Государственный реестр средств измерений внесены 48 единичных резервуаров РГС-600, изготовленных ЗАО «Таманьнефтегаз» (3 партии по 16 штук). Поверка этих резервуаров проводится по отдельному документу МИ 3283-10.

Ясно, что это количество «законных» резервуаров в рамках России — капля в море. Например, на территории Восточной Сибири за долгие годы работы «законные» резервуары не встречались. Думается, что и в других странах СНГ ситуация аналогична.

Следует отметить, что такое же положение имеет место и для вертикальных резервуаров, хотя и в меньших масштабах (в соответствии с их количеством).

Наверное, это является следствием слабой работы государственного метрологического надзора как в отношении несогласованности стандартов (между собой и с Законом), так и в отношении работы поверяющих организаций и владельцев -пользователей средств измерений на местах.

Для выхода из создавшейся ситуации необходимо в массовом порядке провести испытания с целью утверждения типа всех незаконных резервуаров, применяемых в сфере государственного регулирования ОЕИ, то есть практически всех. Возможно, даже с использованием результатов относительно недавней (1-2 года) «незаконной» поверки.

В тех случаях, когда резервуар используется только как расходная емкость с местным учетом содержимого, можно, наверное, вместо поверки проводить его калибровку b ведомственным утверждением градуировочных таблиц. Если же резервуар используется для измерения количества принимаемого или отпускаемого топлива или для государственного учета, внесение его в Государственный реестр СИ и периодическая поверка должны быть обязательными.

Несколько замечаний по тексту стандарта:

— В стандарте рекомендованы и описаны два принципиально различных метода поверки резервуаров — геометрический и объемный (п.4.1). При этом образовалось сложное чередование разделов,пунктов и подпунктов, относящихся к разным методам, что очень затрудняет пользование стандартом. Было бы гораздо удобней иметь для разных методов поверки разные документы. Геометрический метод наиболее широко распространен, так как не требует применения громоздких мер объема, насосов, счетчиков и поверочных жидкостей. Оформление этой методики в виде отдельного документа существенно облегчило бы пользование им при практической работе.

— В разделе 2 «Нормативные ссылки» не упомянуты Закон об обеспечении единства измерений, правила проведения поверки средств измерений ПР 50.2.006 [5], ГОСТ 17032;

Источник

Рвс как средство измерения

Анализ обоснованности применения резервуаров как средств измерений объема продукта на объектах трубопроводного транспорта

Analysis of the validity of the use of tanks as a means of measuring the volume of the product at pipeline transport facilities

Автор: Кисарина Антонина Павловна – Российская Федерация, г. Тюмень, Тюменский индустриальный университет, студент; АО «Транснефть-Сибирь», инженер товарно-транспортной службы по учету нефтепродуктов

Author: Kisarina Antonina Pavlovna – Russian Federation, Tyumen, Tyumen industrial University, student; Transneft Siberia, JSC, engineer of commodity-transport service for oil products accounting

Аннотация: Обсуждаются основные проблемы, связанные с государственным контролем средств измерений объема продукта, мерой вместимости – вертикальных и горизонтальных стальных резервуаров. Делается вывод о необходимости пересмотра текущего законодательства в части исключения резервуаров из средств измерений.

Annotation: The main problems associated with the state control of measuring instruments for the volume of the product, the measure of capacity — vertical and horizontal steel tanks are discussed. The conclusion is made about the need to review current legislation regarding the exclusion of tanks from measuring instruments.

Ключевые слова: резервуар, мера вместимости.

Keywords: reservoir, measure of capacity.

Введение

На сегодняшний день вертикальные и горизонтальные стальные резервуары необоснованно относятся к «средствам измерений» в классическом понимании этого термина.

Актуальность

Достоверность измерений массы перемещаемых нефти и нефтепродуктов при отгрузке от отправителя в пункте отправления, транспортировании, хранении и передаче получателю в пункте назначения напрямую влияет на финансовые результаты деятельности предприятий — участников процесса, в частности грузоперевозчика, который на время оказания услуг транспортировки несет полную ответственность за сохранность количества и качества транспортируемых нефти и нефтепродуктов. Достоверность измерений массы нефти/нефтепродуктов обеспечивается множеством факторов, предусмотренных системой обеспечения единства измерений, действующей в нашей стране, в том числе за счет применения поверенных средств измерений.

Система обеспечения единства измерений в Российской Федерации законодательно регламентируется Федеральным Законом №102-ФЗ и связанных с ним Приказами Минпромторга, Минэнерго и т.п. Основным видом государственного метрологического контроля, работающим на обеспечение единства измерений в Российской Федерации, согласно данному закону является обязательное утверждение типов средств измерений и поверка средств измерений, применяемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений. Приказом Минэнерго России от 15.03.2016 №179 [2] измерения массы нефти/нефтепродуктов при хранении и транспортировке магистральным трубопроводным транспортом отнесены к сфере государственного регулирования, а значит к таким измерениям установлены обязательные метрологические требования, в том числе показатели точности измерений.

Ни у кого не вызывает сомнений тот факт, что все средства измерений, участвующие в измерении массы продукта должны быть поверены, но, при определении массы продукта в резервуаре, таким образом, должен быть поверен и сам резервуар, зачастую гигантское сооружение (до 100 000 м 3 ), так как он является, согласно нормативным документам, мерой вместимости – средством измерений объема продукта.

Читайте также:  Назовите типы погрешностей измерения

Объект исследования

Объектом исследования данной работы является анализ понятия «резервуар – средство измерений» в действующих нормативных документах с выявлением разногласий с понятием «средство измерений».

Проблема, цель, задачи исследования

Одним из проблемных вопросов учета количества нефтепродуктов является вопрос является вопрос о контроле стабильности геометрической формы резервуара, актуальности его градуировочной таблицы внутри межповерочного интервала и стабильности базовой высоты резервуара.

Цель исследования – обзор и сопоставление основополагающих понятий «резервуар» и «средство измерений».

Для этого ставится следующая задача исследования:

Правомерно ли относят резервуары к средствам измерений [12].

Резервуары, как правило, всегда находятся в составе технологических комплексов участников процессов отгрузки, приема, транспортирования, хранения, сдачи и перевалки и используются не только в качестве устройства для безопасного хранения нефти и нефтепродуктов с целью компенсации неравномерности приема-отпуска и работы трубопроводного транспорта, обеспечения заданных свойств (включающих возможное смешивание одних сортов нефти с другими – компаундирование), но и для учетных операций, в качестве меры вместимости — средства измерений объема хранящихся в них жидких углеводородов. Таким образом, резервуары имеют как минимум двойное функциональное назначение на предприятиях – участниках процесса транспортировки: технологическое и метрологическое.

В настоящее время одним из проблемных вопросов обеспечения и ведения учета на объектах транспорта нефти и нефтепродуктов является вопрос о правомерности отнесения резервуаров к средствам измерений.

В действующих нормативных документах на сегодняшний день существуют следующие определения понятия «резервуар»:

  1. Резервуар вертикальный цилиндрический стальной: Наземное строительное сооружение, предназначенное для приема, хранения, измерения объема и выдачи жидкости (по ГОСТ 31385 [3]).
  2. Резервуар вертикальный стальной: Стальной сосуд в виде стоящего цилиндра с днищем, стационарной кровлей или плавающей крышей, применяемый для хранения и измерений объема жидкостей (по ГОСТ 8.570 [4]).
  3. Резервуар горизонтальный стальной: Металлический сосуд в форме горизонтально лежащего цилиндра со сферическими, плоскими, коническими или усеченно-коническими днищами, применяемый для хранения и измерений объема жидкостей (по ГОСТ 8.346-2000 [5]).
  4. Резервуар (для нефти/нефтепродуктов): Сооружение, предназначенное для приема, накопления и сдачи нефти/нефтепродуктов. Резервуары в ряде случаев можно использовать для измерения объема и/или хранения нефтепродуктов (по ГОСТ Р 57512-2017 [6]).
  5. Мера вместимости: Средство измерений объема нети/нефтепродуктов, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу. К мерам вместимости относятся вертикальные резервуары, горизонтальные резервуары, резервуары (танки) речных и морских наливных судов железнодорожные цистерны (по ГОСТ Р 8.903 [7]).

Тот факт, что резервуары, предназначенные для проведения государственных учетных и торговых операций с нефтью и нефтепродуктами и их хранения, также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, поверялись и являлись мерой вместимости, средством измерения объема продукта не подвергалось сомнению десятки лет, механизм метрологического обеспечения его как средства измерений работал по налаженной схеме: введенному в эксплуатацию резервуару проводится первичная/периодическая/внеочередная поверка с оформлением свидетельства о поверке сроком действия пять лет, с составлением и утверждением градуировочной таблицы. С указанным пакетом метрологических документов (свидетельство о поверке, градуировочная таблица) данное средство измерений – резервуар — по действовавшим правилам допускалось к использованию в товарно-коммерческих операциях с целью измерений массы продукта.

После вступления в силу Приказа Минпромторга России №1815 от 02.07.2015 [8] возникло неукоснительное требование, предъявляемое ко всем без исключения средствам измерений об оформлении на них свидетельства о поверке с указанием в нем регистрационного номера утвержденного типа средства измерений в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений. Таким образом, чтобы оформить на резервуар свидетельство о поверке, необходимо первоначально обеспечить данному средству измерений прохождение процедуры утверждения единичного типа, так как каждый конкретный резервуар строится по строго индивидуальным проектным документам и отличается от остальных по множеству индивидуальных параметров. Кроме того, определение того, является ли каждый конкретный резервуар средством измерений, согласно Приказу Минпромторга России от 15.02.2010 №122 [9], необходимо пройти процедуру признания технического средства средством измерения, что будет подтверждено соответствующим приказом на сайте Федерального агентства по техническому регулированию.

Таким образом, по действующим на сегодняшний день правилам, к указанному выше пакету метрологических документов (свидетельство о поверке, градуировочная таблица) для ввода резервуаров в товарно-коммерческие операции необходимо предприятиям – участникам процесса транспортировки пройти, а значит понести немалые финансовые затраты, этап оформления заявки на признание каждого существующего или вновь вводимого в эксплуатацию резервуара средством измерений и этап прохождения процедуры утверждения единичного типа также на каждый резервуар, то есть получить еще один документ – свидетельство об описании типа средства измерений с регистрационным номером в Федеральном информационном фонде средств измерений. По данным официальных информационных сайтов, например, в ПАО «Транснефть» тысячи резервуаров, в которых могут храниться 23 млн.м 3 жидких углеводородов. Не сложно подсчитать финансовые затраты предприятий – владельцев резервуаров (и одновременно доход Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии) при вводе резервуаров в товарно-коммерческие операции, если каждый из этапов обойдется около 200-300 тыс. рублей. При этом финансовый вопрос и вопрос длительности ввода резервуаров в товарно-коммерческие операции при этом не самые острые и проблемные в затрагиваемой теме.

Таким образом на сегодняшний день на средство измерений, применяемое в сфере государственного регулирования, невозможно получить свидетельство о поверке, пока это на это средство измерений не оформлен необходимый обязательный пакет документов: свидетельство об утверждении типа на территории Российской Федерации с приложением самого описания типа и присвоением регистрационного номера в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений в реестре средств измерений, а также методика поверки, что совершенно справедливо по отношению ко всем настоящим средствам измерений.

Согласно РМГ 29-99 «Метрология. Термины и определения» термин «средство измерений» определяется как техническое средство, предназначенное для измерений, имеющее нормированные метрологические характеристики, воспроизводящее и (или) хранящее единицу физической величины, размер которой принимают неизменным (в пределах установленной погрешности) в течение известного интервала времени. Данное определение описывает саму суть средства измерений, отличающее его от испытательного или вспомогательного оборудования и иных технических средств. Суть средства измерений заключается, во-первых, в способности хранить (или воспроизводить) единицу физической величины, во-вторых, в неизменности размера хранимой единицы, в-третьих, наличие у него надежных метрологических характеристик. Эти важнейшие признаки отличают настоящие средства измерений от других технических средств и обеспечивают возможность выполнения измерений, то есть сопоставление с какой-то единицей.

Касаемо резервуаров – огромных, зачастую гигантских сооружений тонкого оболочкового типа – данное утверждение весьма спорно в части признания резервуара типичным средством измерений по следующим причинам:

  1. Резервуар не хранит и, тем более, не воспроизводит единицу физической величины. Если провести сравнение резервуара, как гигантского вертикально стоящего (или горизонтально лежащего в случае с горизонтальными резервуарами) измерительного цилиндра и отдаленно внешне схожего средства измерения – измерительного цилиндра (мерная посуда в химико-аналитических лабораториях), то становится очевидным что в первом случае техническое средство не обладает главными свойствами второго: его стенки не прозрачны, на них не нанесена градуировка, знание о заполненном объеме резервуара опосредовано вычисляется по уровню его наполнения в соотнесении с градуировочной таблицей, информация об уровне наполнения поступает по результатам ручных замеров или автоматических стационарных устройств измерения уровня по каналам связи. Кроме того, определение уровня наполнения связано с использованием такой капризной и неустойчивой характеристики, как «базовая высота резервуара», определяемой при поверке резервуара и применяемой после поверки в течении межповерочного интервала — пяти лет для контроля отклонения фактически измеряемой базовой высоты. Термин «базовая высота резервуара» для вертикальных резервуаров определяется как расстояние по вертикали от точки касания днища грузом рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка (по ГОСТ 8.570-2000 [10]), а для горизонтальных резервуаров как расстояние по вертикали от плоскости, принятой за начало отсчета, до верхнего края горловины резервуара или измерительной трубки (по ГОСТ 8.346-2000 [11]). При температурных смещениях материала крыши резервуара, появления хлопунов на днище базовая высота отклоняется от поверенного значения более допустимого (допустимое значение не более 0,1 %).
  2. Форма резервуара, как гигантского сооружения тонкого оболочкового типа (высотой порядка 20 м, вместимостью до 100 000 м 3 ) не стабильна и изменяется под воздействием физических сил при наливе и откачке, при атмосферных температурных перепадах, при естественной усадке днища в силу того, что данное сооружение так устроено в соответствии с конструктивными особенностями и это нормальные процессы при его эксплуатации. Толщина стенки резервуара несколько мм (в зависимости от диаметра от 4 до 12 мм), а давление, создаваемое накопленной массой жидкости, обладает огромной энергией с учетом температурных перепадов атмосферного воздуха и самого продукта неизбежно ведет к деформации металлических листов, из которых собран резервуар. При дальнейшем проведении аналогии резервуара с измерительным цилиндром становится ясно, что стенки измерительного цилиндра строго стабильны и не деформируются при наполнении.
  3. У резервуара не известна его погрешность измерений объема продукта. Единственная нормативная метрологическая характеристика резервуара как меры вместимости, средства измерений объема продукта – градуировочная таблица вместимости (зависимость вместимости от уровня наполнения резервуара при нормированном значении температуры) с установленной погрешностью измерения вместимости: не более 0,1 % для резервуаров номинальной вместимостью от 5000 м 3 до 50 000 м 3 , не проходит процедуру сравнения с эталоном, как это принято для всех настоящих средств измерений. Кроме того, данная погрешность определения вместимости (не более 0,1 %) является не погрешностью определения объема жидкости резервуаром, а погрешностью определения вместимости самого резервуара. Градуировочную таблицу строят двумя методами: объемным и геометрическим. При объемном методе зависимость вместимости от уровня жидкости рассчитывается при последовательном дозированном заполнении РВС. При геометрическом методе градуировочная таблица рассчитывается по результатам обмеров самого резервуара (длина окружности первого пояса, толщин стенок по поясам, отклонение по вертикали образующих). Ни при одном из этих методов поверки резервуаров не предусмотрены процедуры сравнения с эталоном и, таким образом, не существует контроля за качеством хранения и воспроизведения единицы измерения, не существует возможности определения стабильности и изменения погрешности определения вместимости резервуара в процессе эксплуатации. Поверка вертикальных стальных и горизонтальных резервуаров определена ГОСТ 8.570-2004 [10] и ГОСТ 8.346-2000 [11] соответственно, согласно которым межповерочный интервал для резервуаров – не реже одного раза в 5 лет. При этом на каждый межповерочный период устанавливается новая метрологическая характеристика резервуара с неизвестной погрешностью. В указанных ГОСТах отсутствует модель расчета погрешности, а поскольку не существует резервуара-эталона, то определить состояние такого средства измерения не представляется возможным, как и критериев для расчета межповерочного интервала. Вспоминая аналогию с измерительным цилиндром, возникает вопрос есть ли основание приписывать резервуару – гигантскому нестабильному сооружению – статус «средства измерения»? Если подобные сооружения отнесены к разряду «средств измерений» единичного типа, к ним должно причислить и трубы, что будет более, чем не уместным, тем более что больше нигде в мире в метрологической практике резервуары не причисляются к средствам измерений.
Читайте также:  Таблица точностью прямого измерения

В результате проведенной аналогии становится понятно, что отнесение резервуаров к средствам измерений является нецелесообразным и даже вредным для производства, и процедура поверки, нормированная в ГОСТ 8.570-2000 [10] и ГОСТ 8.346-2000 [11] скорее является не поверкой, а калибровкой при объемном методе и градуировкой при геометрическом методе определения вместимости. Приемлемым решением данной проблемы было бы обсуждение и внесение изменений в установленном порядке в нормативные документы и законодательные акты по отнесению резервуаров не к средствам измерений, а к вспомогательному оборудованию, при этом проведение градировки или калибровки резервуара с обязательным оформлением градуировочной таблицы производить не менее одного раза в пять лет, а также при отклонении базовой высоты резервуара более допустимого значения. В результате такого решения, достоверность измерений массы продуктов не изменится, а оперативность решения вопросов по вводу или продолжению использования резервуаров в товарно-коммерческих операциях повысится в разы.

Список литературы:

  1. Федеральный Закон от 26.06.2008 №102-ФЗ (ред.от 18.07.2011) «Об обеспечении единства измерений». Принят Государственной Думой 11 июня 2008 года.
  2. Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 №179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений» (зарегистрирован в Минюсте России 08.04.2016 №41718).
  3. ГОСТ 31385-2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия.
  4. ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки.
  5. ГОСТ 8.346-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки.
  6. ГОСТ Р 57512-2017 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения.
  7. ГОСТ Р 8.903-2015 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений).
  8. Приказ Министерства промышленности и торговли Российской Федерации (Минпромторга России) №1815 от 02.07.2015 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
  9. Приказ Министерства промышленности и торговли Российской Федерации (Минпромторга России) №122 от 15.02.2010 «Об утверждении административного регламента исполнения Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной функции по отнесению технических средств к средствам измерений».
  10. ГОСТ 8.570-2000 Межгосударственный стандарт. ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки.
  11. ГОСТ 8.346-2000 Межгосударственный стандарт. ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки.
  12. Каковкин Д.А., Мащенко С.Д., Мащенко П.С. Можно ли считать резервуар РВС средством измерений? // Журнал «Законодательная метрология» №4/2006.

Источник