Сертификация: тел. +7 (495) 175-92-77
Стр. 1
 

77 страниц

578.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Распространяется на цилиндрические резервуары вместимостью от 3 до 200 м куб., используемые для определения объема нефти и нефтепродуктов при выполнении государственных учетных операций и для их хранения, при осуществлении торговли и товарообменных операций с нефтью и нефтепродуктами, и устанавливает методику первичной, периодической и внеочередной поверок

Оглавление

1 Область применения
2 Нормативные ссылки
3 Определения
4 Методы поверки
5 Технические требования
   5.1 Требования к погрешности измерений параметров резервуаров
   5.2 Требования по применению рабочих эталонов и вспомогательных средств поверки
   5.3 Требования к условиям поверки
6 Требования к порядку проведения поверки
7 Требования к квалификации поверителей и требования безопасности
8 Подготовка к проведению поверки
9 Проведение поверки резервуара
   9.1 Проведение поверки резервуара геометрическим методом
   9.2 Проведение поверки резервуара объемным методом
10 Обработка результатов измерений
   10.1 Обработка результатов измерений при поверке резервуара геометрическим методом
   10.2 Обработка результатов измерений при поверке резервуара объемным методом
   10.3 Составление градуировочной таблицы
11 Оформление результатов поверки
Приложение А Схемы измерений параметров резервуаров при поверке геометрическим и объемным методами
Приложение Б Форма протокола поверки резервуара геометрическим методом
Приложение В Форма описи деформации резервуара
Приложение Г Форма протокола поверки резервуара объемным методом
Приложение Д Обработка результатов измерений при поверке резервуара геометрическим методом
Приложение Е Форма журнала обработки результатов измерений при поверке геометрическим методом
Приложение Ж Обработка результатов измерений при поверке объемным методом
Приложение И Форма журнала обработки результатов измерений при поверке объемным методом
Приложение К Основные технические требования к стальным горизонтальным цилиндрическим резервуарам
Приложение Л Форма титульного листа градуировочной таблицы и форма градуировочной таблицы
Приложение М Форма акта измерений базовой высоты резервуара
Приложение Н Библиография

Показать даты введения Admin

ГОСТ 8.346-2000

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Государственная система обеспечения
единства измерений

РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ

Методика поверки



МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ
ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

Минск



Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Государственным научным метрологическим центром - Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ГНМЦ - ВНИИР) Госстандарта России

ВНЕСЕН Госстандартом России

2 ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 17 от 22 июня 2000 г.)

За принятие проголосовали:

Наименование государства

Наименование национального органа по стандартизации

Азербайджанская Республика

Азгосстандарт

Республика Армения

Армгосстандарт

Республика Беларусь

Госстандарт Республики Беларусь

Грузия

Грузстандарт

Республика Казахстан

Госстандарт Республики Казахстан

Кыргызская Республика

Кыргызстандарт

Республика Молдова

Молдовастандарт

Российская Федерация

Госстандарт России

Республика Таджикистан

Таджикгосстандарт

Туркменистан

Главгосинспекция «Туркменстандартлары»

Республика Узбекистан

Узгосстандарт

Украина

Госстандарт Украины

3 В стандарте полностью учтены требования международной рекомендации МОЗМ Р-71

4 Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 23 апреля 2001 г. № 185-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 8.346-2000 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 января 2002 г.

5 ВЗАМЕН ГОСТ 8.346-79

СОДЕРЖАНИЕ

1 Область применения 3

2 Нормативные ссылки 3

3 Определения 4

4 Требования к выбору метода поверки 5

5 Технические требования 5

6 Требования к порядку проведения поверки 8

7 Требования к квалификации доверителей и требования безопасности 8

8 Подготовка к проведению поверки 9

9 Проведение поверки резервуара 10

10 Обработка результатов измерений 16

11 Оформление результатов поверки 18

ПРИЛОЖЕНИЕ А 18

(справочное) 18

Схемы измерений параметров резервуаров при поверке геометрическим и объемным методами 18

ПРИЛОЖЕНИЕ Б 22

(обязательное) 22

Форма протокола поверки резервуара геометрическим методом 22

ПРИЛОЖЕНИЕ В 26

(обязательное) 26

Форма описи деформации резервуара 26

ПРИЛОЖЕНИЕ Г 27

(обязательное) 27

Форма протокола поверки резервуара объемным методом 27

ПРИЛОЖЕНИЕ Д 28

(обязательное) 28

Обработка результатов измерений при поверке резервуара геометрическим методом 28

ПРИЛОЖЕНИЕ Е 41

(справочное) 41

Форма журнала обработки результатов измерений при поверке геометрическим методом 41

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж 42

(обязательное) 42

Обработка результатов измерений при поверке объемным методом 42

ПРИЛОЖЕНИЕ И 47

(справочное) 47

Форма журнала обработки результатов измерений при поверке объемным методом 47

ПРИЛОЖЕНИЕ К 48

(обязательное) 48

Основные технические требования к стальным горизонтальным цилиндрическим резервуарам 48

ПРИЛОЖЕНИЕ Л 50

(обязательное) 50

Форма титульного листа градуировочной таблицы и форма градуировочной таблицы 50

ПРИЛОЖЕНИЕ М 51

(рекомендуемое) 51

Форма акта измерений базовой высоты резервуара 51

ПРИЛОЖЕНИЕ Н 52

(справочное) 52

Библиография 52


ГОСТ 8.346-2000

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Государственная система обеспечения единства измерений

РЕЗЕРВУАРЫ СТАЛЬНЫЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ

Методика поверки

State system for ensuring the uniformity of measurements. Steel horisontal cylindric tanks. Calibration methods

Дата введения 2002-01-01

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на стальные горизонтальные цилиндрические резервуары (далее - резервуары) номинальной вместимостью от 3 до 200 м3, предназначенные для проведения государственных учетных и торговых операций с нефтью и нефтепродуктами и их хранения, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, и устанавливает методику первичной и периодической поверок.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.400-80 Государственная система обеспечения единства измерений. Мерники металлические образцовые. Методика поверки

ГОСТ 10-88 Нутромеры микрометрические. Технические условия

ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.011-781) Система стандартов безопасности труда. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний

1) На территории Российской Федерации действуют ГОСТ Р 51330.2-99, ГОСТ Р 51330.5-99, ГОСТ Р 51330.11-99, ГОСТ Р 51330.19-99.

ГОСТ 12.4.099-80 Комбинезоны женские для защиты от нетоксичной пыли, механических воздействий и общих производственных загрязнений. Технические условия

ГОСТ 12.4.100-80 Комбинезоны мужские для защиты от нетоксичной пыли, механических воздействий и общих производственных загрязнений. Технические условия

ГОСТ 12.4.131-83 Халаты женские. Технические условия

ГОСТ 12.4.132-83 Халаты мужские. Технические условия

ГОСТ 166-89 (ИСО 3599-76) Штангенциркули. Технические условия

ГОСТ 427-75 Линейки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 2405-88 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 2874-821) Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством

1) На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51232-98.

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 9392-89 Уровни рамные и брусковые. Технические условия

ГОСТ 10528-90 Нивелиры. Общие технические условия

ГОСТ 13837-79 Динамометры общего назначения. Технические условия

ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия

ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний

3 Определения

В настоящем стандарте применяются следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 поверка резервуара: Совокупность операций, выполняемых организациями национальной (государственной) метрологической службы или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц с целью определения вместимости и градуировки резервуара, составления и утверждения градуировочной таблицы.

Градуировочная таблица - зависимость вместимости от уровня наполнения резервуара при нормированном значении температуры. Таблицу прилагают к свидетельству о поверке резервуара и применяют для определения объема жидкости в нем.

3.2 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.

3.3 градуировка резервуара: Операция по установлению зависимости вместимости резервуара от уровня его наполнения, выполняемая организациями национальной (государственной) метрологической службы или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц при выпуске из производства или ремонта и при эксплуатации.

3.4 вместимость резервуара: Внутренний объем резервуара, который может быть наполнен жидкостью до определенного уровня.

3.5 дозовая вместимость резервуара: Объем жидкости в резервуаре, соответствующий уровню налитых в него доз жидкости.

3.6 посантиметровая вместимость резервуара: Объем жидкости в резервуаре, соответствующий уровню налитых в него доз жидкости, приходящихся на 1 см высоты наполнения.

3.7 номинальная вместимость резервуара: Вместимость резервуара, соответствующая максимальному уровню его наполнения, установленная нормативным документом на горизонтальный резервуар конкретного типа.

3.8 уровень жидкости (высота наполнения): Расстояние по вертикали между плоскостью, принятой за начало отсчета, и свободной поверхностью жидкости, находящейся в резервуаре.

3.9 базовая высота резервуара: Расстояние по вертикали от плоскости, принятой за начало отсчета, до верхнего края горловины резервуара или измерительной трубки.

3.10 «мертвая» полость: Полость, находящаяся ниже плоскости, принятой за начало отсчета.

3.11 поверочная жидкость: Жидкость, применяемая при поверке резервуара объемным методом. В качестве поверочной жидкости применяют: воду по ГОСТ 2874 и светлые нефтепродукты, кроме бензина. Параметры поверочной жидкости должны соответствовать требованиям 5.3.5.5.

3.12 степень наклона резервуара: Величина h, выражаемая через тангенс угла наклона резервуара, рассчитываемая по формуле

h = tgj,

где j - угол наклона резервуара в градусах.

3.13 геометрический метод поверки резервуара: Метод поверки резервуара, заключающийся в определении вместимости резервуара по результатам измерений его геометрических параметров.

3.14 объемный динамический метод поверки резервуара: Метод поверки, заключающийся в определении вместимости резервуара путем непрерывного наполнения его поверочной жидкостью и в одновременном измерении уровня, объема и температуры поверочной жидкости для каждого изменения уровня на 1 см (10 мм).

3.15 объемный статический метод поверки резервуара: Метод поверки, заключающийся в определении вместимости резервуара путем наполнения его отдельными дозами поверочной жидкости и в одновременном измерении уровня, объема и температуры поверочной жидкости для каждого изменения уровня в пределах от 10 до 30 мм.

3.16 государственные учетная и торговая операции: Операции, проводимые между поставщиком и потребителем, заключающиеся в определении приведенного объема или массы нефти и нефтепродуктов для последующих учетных операций, а также для арбитража.

3.17 хранение: Операция, проводимая на предприятии, в технологическом процессе, заключающаяся в определении приведенного объема или массы нефти и нефтепродуктов для последующих учетных операций.

4 Требования к выбору метода поверки

4.1 Поверку резервуара проводят геометрическим или объемным (динамическим или статическим) методом.

Допускается комбинация геометрического и объемного (статического или динамического) методов поверки; динамического или статического при объемном методе поверки.

Выбор метода поверки зависит от номинальной вместимости резервуара, наличия требуемых средств измерений, удобства и возможности выполнения измерений, а также экономической целесообразности.

4.2 При геометрическом методе поверки резервуара его вместимость определяют по результатам измерений диаметров (или длин окружностей), длин и толщин стенок поясов резервуара и высот (выпуклостей) и толщин стенок днищ резервуара.

4.3 При объемном методе поверки резервуара его вместимость определяют путем непосредственных измерений уровня поверочной жидкости, поступившей в резервуар, с одновременными измерениями ее температуры и объема, соответствующих измеренному уровню жидкости.

5 Технические требования

5.1 Требования к погрешности измерений параметров резервуаров

5.1.1 Погрешности измерений параметров резервуаров не должны превышать значений, указанных в таблице 1 при геометрическом методе, в таблице 2 - при объемном методе.

Таблица 1 - Погрешность измерений параметров резервуаров при геометрическом методе

Измеряемый параметр

Пределы допускаемой погрешности измерений параметров резервуаров вместимостью, м3

25 - 75

100 - 200

Внутренний диаметр пояса (при внутренних измерениях), %

±0,08

±0,06

Длина пояса, %

±0,10

±0,08

Внутренний диаметр пояса (при наружном измерении), %

±0,10

±0,08

Координата точки измерения базовой высоты, мм

±5

±5

Высота столба жидкости (при определении степени наклона), мм

±1

±1

Выпуклость днища (высота конуса), мм

±1

±1

Объем внутренних деталей, м3

±0,01

±0,005

Примечание - Резервуары вместимостью от 3 до 10 м3 поверяют только объемным методом.

Таблица 2- Погрешность измеряемых параметров резервуаров при объемном методе

Измеряемый параметр

Пределы допускаемой погрешности измерений

Объем дозы жидкости при градуировке, %

±0,15

Уровень жидкости, мм

±1

Температура жидкости, °С

±0,2

Температура воздуха, °С

±1

Давление жидкости избыточное, %

±0,4

5.1.2 При соблюдении указанных в таблице 2 пределов допускаемой погрешности измерений погрешность определения вместимости резервуара при объемном методе поверки не должна превышать:

±0,25 % - при измерениях объема дозы жидкости с погрешностью ±0,15 %;

±0,20 % - при измерениях объема дозы жидкости с погрешностью ±0,1 %.

5.1.3 Погрешность определения вместимости резервуара при геометрическом методе поверки вычисляют, используя данные таблицы 1, по формуле (Д.60) приложения Д.

5.1.4 Значение погрешности определения вместимости резервуара должно быть приведено при объемном методе поверки на титульном листе градуировочной таблицы, а при геометрическом методе - в градуировочной таблице.

5.2 Требования по применению основных и вспомогательных средств поверки

5.2.1 При поверке резервуара геометрическим методом применяют следующие средства поверки:

5.2.1.1 Рулетки измерительные 2-го класса точности с верхними пределами измерений 10, 20 и 30 м по ГОСТ 7502.

5.2.1.2 Рулетки измерительные с грузом 2-го класса точности с верхними пределами измерений 5 и 10 м по ГОСТ 7502.

5.2.1.3 Линейка измерительная металлическая с диапазоном измерений 0 - 500 мм по ГОСТ 427.

5.2.1.4 Нутромеры микрометрические с диапазоном измерений 1250 - 4000 мм по ГОСТ 10.

5.2.1.5 Толщиномер ультразвуковой по [1] с диапазоном измерений 0,6¸30 мм и пределами допускаемой погрешности ±0,1 мм.

5.2.1.6 Динамометр с диапазоном измерений 0 - 100 Н по ГОСТ 13837.

5.2.1.7 Штангенциркуль с диапазонами измерений 0 - 125; 0 - 250; 0 - 400 мм по ГОСТ 166.

5.2.1.8 Контрольный уровень по ГОСТ 9392.

5.2.1.9 Термометр с ценой деления шкалы 1 °С по ГОСТ 28498.

5.2.1.10 Двойной отвес (рисунок A.1).

5.2.1.11 Отвес (рисунки А.2 и А.3).

5.2.1.12 Водомерные трубки (рисунок А.4).

5.2.1.13 Линейки измерительные с магнитными держателями (рисунок А.5).

5.2.1.14 Анемометр чашечный типа МС-13 с диапазоном измерений 0 - 20 м/с.

5.2.1.15 Газоанализатор типа АНТ-2М по [2].

5.2.1.16 Вспомогательное оборудование: чертилка, щетки (металлические), мел, микрокалькулятор.

5.2.2 При поверке резервуара объемным методом применяют следующие средства поверки:

5.2.2.1 Эталонный уровнемер 2-го разряда (далее - уровнемер) с пределами допускаемой погрешности ±1 мм по [3].

5.2.2.2 Эталонные мерники (далее - мерники) 2-го разряда вместимостью 2; 5; 10; 20; 50; 100; 200; 500; 1000 дм3 по ГОСТ 8.400.

5.2.2.3 Эталонный счетчик жидкости (далее - счетчик жидкости) с пределами допускаемой погрешности ±0,15 % по [4].

5.2.2.4 Термометр с ценой деления шкалы 0,1 °С по ГОСТ 28498.

5.2.2.5 Термометр с ценой деления шкалы 0,5 °С по ГОСТ 28498.

5.2.2.6 Манометр класса точности 0,4 по ГОСТ 2405.

5.2.2.7 Ареометр с ценой деления шкалы 0,5 кг/м3 по ГОСТ 18481.

5.2.2.8 Секундомер 3-го класса точности с ценой деления шкалы 0,2 с по [5].

5.2.2.9 Вспомогательное оборудование:

- насос для подачи жидкости, снабженный линиями приема и подачи с кранами (вентилями), регулятором расхода (дросселем), фильтром и трехходовым краном;

- расширитель струи.

5.2.3 Основные средства поверки резервуара должны быть поверены в установленном порядке.

5.2.4 Допускается применение других, вновь разработанных или находящихся в эксплуатации средств поверки (в том числе передвижных эталонных установок), удовлетворяющих по точности и пределам измерений требованиям настоящего стандарта.

5.3 Требования к условиям поверки

При поверке резервуара соблюдают следующие условия.

5.3.1 Резервуар устанавливают на твердом, не изменяющем своего положения, фундаменте. При заглубленной установке исключают возможность попадания в приямок грунтовых вод. Возможный сдвиг резервуара предотвращают дополнительными креплениями.

5.3.2 Подземные резервуары поверяют только объемным методом.

5.3.3 При применении геометрического метода поверки допускается степень наклона резервуара до 0,03 при условии определения вместимости резервуара с учетом его угла наклона.

5.3.4 При геометрическом методе, кроме того, соблюдают следующие условия:

5.3.4.1 Температура окружающего воздуха (20±15) °С.

5.3.4.2 Скорость ветра - не более 10 м/с.

5.3.4.3 Состояние погоды - без осадков.

5.3.5 При объемном методе, кроме того, соблюдают следующие условия:

5.3.5.1 Температура окружающего воздуха и поверочной жидкости (20±15) °С.

Примечания:

1 Температура окружающего воздуха от минус 15 до плюс 35 °С (только при применении установки).

2 Допускается нижний предел температуры поверочной жидкости плюс 2 °С - при применении дизельного топлива.

5.3.5.2 Изменение температуры поверочной жидкости в резервуаре и счетчике жидкости за время поверки не должно превышать:

2 °С - при применении в качестве поверочной жидкости воды;

0,5 °С - при применении в качестве поверочной жидкости светлых нефтепродуктов в соответствии с 3.11.

5.3.5.3 При невыполнении требований 5.3.5.2 вводят температурные поправки на объем, измеренный через каждое изменение температуры поверочной жидкости в резервуаре на 2 °С или 0,5 °С.

5.3.5.4 При применении мерников выбирают их таким образом, чтобы можно было получить дозы жидкости в объемах, достаточных для подъема уровня поверочной жидкости в резервуаре на 10¸30 мм.

5.3.5.5 При применении счетчика жидкости поверочная жидкость должна соответствовать следующим требованиям:

- вязкость поверочной жидкости должна находиться в пределах поверенного диапазона измерений счетчика жидкости;

- рабочий диапазон расхода поверочной жидкости должен находиться в пределах поверенного диапазона измерений счетчика жидкости. В случае изменения диапазона измерений для счетчика жидкости с импульсным выходным сигналом применяют соответствующий новому диапазону коэффициент преобразования счетчика жидкости.

5.3.5.6 Исключают возможность попадания воздуха в измерительную систему, собранную для поверки резервуара, после наполнения ее поверочной жидкостью.

5.3.5.7 Процесс определения вместимости резервуара при его поверке должен идти непрерывно (без перерывов, приводящих к изменению объема и уровня жидкости в резервуаре), начиная с уровня, равного нулю, до предельного уровня или уровня определенной дозы.

5.3.5.8 Скорость наполнения резервуара в процессе поверки не должна превышать 0,3 мм/с.

5.3.6 Базовую высоту резервуара и уровня поверочной жидкости в резервуаре при объемном методе поверки измеряют через измерительный люк в точке, расположенной на плоскости, проходящей через верхнюю образующую и продольную ось резервуара, или через измерительную трубу.

6 Требования к порядку проведения поверки

6.1 Резервуары подлежат поверке организациями национальной (государственной) метрологической службы или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц.

6.2 Поверку резервуара проводят

- первичную - после строительства и гидравлических испытаний резервуара, перед вводом его в эксплуатацию;

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

7 Требования к квалификации доверителей и требования безопасности

7.1 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.

7.2 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.

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

7.3.1 При геометрическом методе поверки:

- женщины - в комбинезон по ГОСТ 12.4.099;

- мужчины - в комбинезон по ГОСТ 12.4.100.

7.3.2 При объемном методе поверки:

- женщины - в халат по ГОСТ 12.4.131;

- мужчины - в халат по ГОСТ 12.4.132.

7.4 Перед началом поверки резервуара проверяют:

- исправность лестниц и перил резервуара;

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

7.5 Избыточное давление внутри резервуара должно быть равно нулю.

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

7.7 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.

7.8 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.

1) Если проводят измерения внутренних параметров резервуара.

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

8 Подготовка к проведению поверки

8.1 При подготовке резервуара к поверке проводят следующие работы:

8.1.1 Проверяют на месте соответствие конструкции и внутренних деталей резервуара технической документации на него.

8.1.2 Проверяют состояние наружной поверхности стенки резервуара (на отсутствие деформаций стенки, загрязнений, брызг металлов, наплывов, заусенцев; на наличие необходимых арматуры и оборудования; исправность лестниц и перил) для возможности проведения наружных измерений.

8.1.3 Проверяют состояние фундамента резервуара.

8.1.4 Проверяют комплектность и работоспособность средств поверки.

8.1.5 Резервуар полностью опорожняют и зачищают от остатков хранившейся жидкости.

8.2 Перед поверкой резервуара объемным методом, кроме того, проводят следующие работы:

8.2.1 Проводят сборку измерительной системы (по схемам, приведенным на рисунках А.6 и А.7).

8.2.2 Устанавливают уровнемер на горловине резервуара.

8.2.3 Опускают в резервуар шланг с расширителем струи. При этом расширитель струи прикрепляют на уровне средней высоты резервуара, например, с помощью магнитных наконечников.

8.2.4 При применении мерников мерники 1, 2, 3 (рисунок А.6) устанавливают в вертикальное положение над горловиной поверяемого резервуара и контролируют их вертикальность при помощи уровня.

8.2.5 Поверочную жидкость при поверке резервуара подают в мерники или счетчик жидкости следующими способами (рисунки А.6 и рисунках А.7):

а) из приемного резервуара с помощью насоса;

б) из технологического (при применении нефтепродуктов) трубопровода или водопровода (при применении воды) с помощью насоса или без него.

8.2.6 Наполняют измерительную систему поверочной жидкостью, удаляют из нее воздух и испытывают ее на герметичность под рабочим давлением. При этом вентили 4 - 9 (рисунок А.6), 5 (рисунок А.7) закрывают и трехходовой кран 7 переводят в положение «Измерение».

Измерительную систему считают герметичной, если по истечении 15 мин после наполнения ее поверочной жидкостью и создания рабочего давления при визуальном осмотре не обнаруживают в местах соединений уплотнений и на поверхности труб и арматуры наличия течи (каплепадений) и влаги.

8.2.7 При применении счетчика жидкости 9 (рисунок А.7) дополнительно: промывают измерительную систему и измеряют расход поверочной жидкости в следующей последовательности:

- переводят трехходовой кран 7 в положение «Циркуляция»;

- включают насос 11 или открывают вентиль 17;

- одновременно фиксируют показания счетчика жидкости 9 и секундомера;

- после того, как стрелка указателя счетчика жидкости 9 сделает не менее одного оборота (ролик счетного механизма поворачивается на один оборот) или число импульсов, зарегистрированное счетчиком импульсов, составит не менее 1000 импульсов, выключают секундомер и одновременно фиксируют показание счетчика жидкости.

Расход поверочной жидкости Q, дм3/с, через счетчик жидкости рассчитывают по формулам:

1) для счетчиков с непосредственным отсчетом объема жидкости в дм3:

; (1)

2) для счетчиков с импульсным выходным сигналом в импульсах:

; (2)

где qi, Ni - показания счетчика жидкости, соответствующие концу отсчета времени, дм3, имп., соответственно;

qi-1, Ni-1 - показания счетчика, соответствующие началу отсчета времени, дм3, имп., соответственно;

t - время, определяемое по секундомеру, с;

К - коэффициент преобразования счетчика, имп./дм3; определяют по шкале счетного механизма конкретного счетчика.

8.2.8 Расход поверочной жидкости, рассчитанный по формулам (1) или (2), должен находиться в пределах поверенного диапазона измерений счетчика жидкости по 5.3.5.5. Если это условие не выполняется, то с помощью регулятора расхода (дросселя) 10 (рисунок А.7) изменяют расход поверочной жидкости, проходящей через счетчик жидкости.

8.2.9 Измерения величин при поверке резервуара должны быть проведены группой лиц, включающей не менее трех поверителей, прошедших курсы повышения квалификации в соответствии с 7.1.

9 Проведение поверки резервуара

9.1 Проведение поверки резервуара геометрическим методом

9.1.1 Поверку резервуаров геометрическим методом проводят при соблюдении следующих условий:

- разность диаметров в одном сечении и разных сечениях, бочкообразность и конусность каждого пояса резервуара должны быть не более значений, определенных по формулам (3) - (5) или (6);

- непрямолинейность образующей резервуара (излом образующей) - не более 10 мм;

- диаметр местной отдельной вмятины (выпучины) - не более 100 мм, максимальная ее глубина (выпуклость) - не более 5 мм;

- степень наклона резервуара - не более 0,03 при условии определения вместимости резервуара с учетом его угла наклона.

9.1.2 При поверке резервуара измеряют его линейные размеры. Число измерений каждого линейного размера - не менее двух. Среднее арифметическое результатов двух измерений принимают за действительное значение линейного размера.

Если измерения линейных размеров резервуара производят с помощью измерительной рулетки по ГОСТ 7502, ее натягивают с усилием1), определяемым по пружинному динамометру или прилагаемым при помощи груза и ролика.

1) 98 Н - для размеров от 30 м и более; 49 Н - для размеров от 10 до 20 м; 9,8 Н - для размеров от 1 до 5 м.

9.1.3 Определение степени наклона резервуара2)

2) Для определения степени наклона резервуара может быть применен нивелир с рейкой по ГОСТ 10528.

9.1.3.1 Степень наклона резервуара определяют по результатам наружных или внутренних измерений.

9.1.3.2 При наружных измерениях (рисунок А.8) на верхней образующей резервуара в противоположных концах устанавливают две водомерные трубки, имеющие миллиметровые шкалы и соединенные между собой резиновой трубкой. Уровни воды измеряют в двух водомерных трубках h1, h2.

9.1.3.3 При внутренних измерениях (рисунок А.9) в резервуар наливают небольшое количество воды и с помощью двух линеек, имеющих миллиметровые шкалы, измеряют уровни воды в двух сечениях, расположенных в противоположных концах резервуара.

9.1.3.4 Расстояние между трубками (линейками) Lp измеряют с помощью измерительной рулетки.

9.1.3.5 Показания измерительной рулетки, трубок и линеек отсчитывают с погрешностью до 1 мм.

9.1.3.6 Результаты измерений h1, h2, Lp вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б (таблица Б.3).

9.1.4 Измерение параметров вмятины и выпучины

9.1.4.1 Диаметр вмятины и выпучины измеряют металлической линейкой, глубину вмятины и высоту выпучины - штангенциркулем или металлической линейкой.

Результаты измерений вносят в протокол, формы которого приведена в приложении Б (таблица Б.4).

9.1.5 Измерения непрямолинейности оси резервуара

9.1.5.1 Вдоль цилиндрической части резервуара натягивают измерительную рулетку так, чтобы она касалась поверхности резервуара в наиболее выступающих точках без перегибов.

9.1.5.2 Если образующая резервуара вогнутая, то за непрямолинейность его оси принимают максимальное расстояние а между образующей и рулеткой.

9.1.5.3 Если образующая резервуара выпуклая, то за непрямолинейность его оси принимают половину суммы расстояний a1, a2 между концами образующей резервуара и рулеткой.

9.1.5.4 Расстояние между точками образующей и рулеткой измеряют металлической линейкой или штангенциркулем.

9.1.5.5 Результаты измерений а, a1, a2 вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б (таблица Б.5).

9.1.6 Измерения внутреннего диаметра пояса резервуара

9.1.6.1 Значения внутреннего диаметра пояса резервуара определяют по результатам непосредственных измерений его изнутри резервуара или по результатам измерений наружной длины окружности и толщины стенки пояса.

9.1.6.2 Внутренний диаметр или длину окружности пояса измеряют в трех его сечениях: среднем, находящемся в середине пояса, правом и левом, расположенных на расстоянии от 50 до 100 мм от сварочных швов, причем в каждом сечении - во взаимно перпендикулярных направлениях.

9.1.6.3 Внутренний диаметр Dвн в каждом сечении пояса измеряют микрометрическим нутромером в двух взаимно перпендикулярных направлениях и не менее двух раз в каждом направлении. Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 1 мм.

9.1.6.4 Длину окружности Р в каждом сечении пояса измеряют измерительной рулеткой не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 3 мм.

9.1.6.5 Толщины стенки резервуара dр и днищ dд измеряют ультразвуковым толщиномером с погрешностью в пределах ±0,1 мм или берут по рабочим чертежам. Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 0,1 мм.

9.1.6.6 Для выявления овальности сечения пояса при определении внутреннего диаметра по результатам измерений длины его окружности дополнительно измеряют наружный диаметр пояса Dн измерительной рулеткой и двойным отвесом (рисунок A.1).

Измерения проводят в каждом сечении не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 2 мм.

9.1.6.7 Результаты измерений по 9.1.6.3 - 9.1.6.6 вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б (таблицы Б.6, Б.7 и Б.14).

9.1.7 Измерения длины поясов

9.1.7.1 Цилиндрическая часть резервуара состоит из основных поясов и из двух поясков, образуемых за счет наличия глубины заложения переднего lп1 и заднего lп2 днищ (рисунок А.2).

9.1.7.2 Длину i-го пояса резервуара (расстояние между линиями пересечения поясов) Li измеряют измерительной рулеткой с наружной стороны по двум образующим пояса. Показания рулетки отсчитывают с погрешностью до 1 мм.

Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 2 мм.

9.1.7.3 Результаты измерений Li вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б (таблица Б.9).

9.1.8 Измерения длины выступа или углубления днищ

9.1.8.1 Выступ днища lв (рисунок А.2) - расстояние между торцом пояса и плоскостью, проходящей через основания днища.

9.1.8.2 Углубление днища lу (рисунок А.2) - расстояние между торцом пояса и линией пересечения основания днища с поясом.

9.1.8.3 Длину выступа или углубления днища измеряют штангенциркулем или линейкой по верхней и нижней образующим. Показания штангенциркуля или линейки отсчитывает с погрешностью до 1 мм.

Расхождение между результатами двух измерений выступа или углубления днища не должно быть более 2 мм.

9.1.8.4 Результаты измерений lв, lу вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б (таблицы Б.10 и Б.11).

9.1.9 Измерения выпуклости (высоты) днищ (рисунки А.2 и А.3)

9.1.9.1 Для измерений выпуклости днища (для резервуаров со сферическими днищами) или высоты конуса (для резервуаров с коническими днищами) сверху резервуара по центру днища опускают отвес.

9.1.9.2 Измеряют расстояния от линии пересечения днища (переднего или заднего) с поясом резервуара (вверху и внизу) до нити отвеса , (, ) с помощью линейки. Показания отсчитывают с погрешностью до 1 мм. При отсутствии выступа (углубления) днища это расстояние будет равно выпуклости сферического днища или высоте конического днища (рисунок А.3). Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 2 мм.

9.1.9.3 Результаты измерений , (, ) вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б (таблица Б.12).

9.1.10 Измерения глубины заложения днищ

9.1.10.1 Глубину заложения днища lп измеряют изнутри резервуара штангенциркулем или металлической линейкой не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 1 мм.

Примечание - При невозможности измерений глубины заложения днища и отсутствии данных по исполнительным документам на резервуар значение глубины заложения днища принимают равным 100 мм.

9.1.10.2 Результаты измерений lп вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б (таблица Б.13).

9.1.11 Измерения малого диаметра усеченно-конического днища

9.1.11.1 Малый диаметр усеченно-конического днища d измеряют с помощью измерительной рулетки во взаимно перпендикулярных направлениях не менее двух раз в каждом направлении. Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 2 мм.

9.1.11.2 Результаты измерений d вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б (таблица Б.15).

9.1.12 Измерения глубины заложения горловины внутрь цилиндрической части резервуара

9.1.12.1 Глубину заложения горловины t (рисунок А.2) измеряют штангенциркулем или линейкой от нижней кромки горловины до верхней (внутренней) образующей резервуара, проходящей через плоскость симметрии резервуара.

Расхождение между результатами двух измерений глубины заложения не должно быть более 3 мм.

9.1.12.2 Результаты измерений t вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б (таблица Б.16).

9.1.13 Определение объемов внутренних деталей

9.1.13.1 Объемы внутренних деталей, находящихся в резервуаре, определяют по данным измерений их размеров при помощи штангенциркуля, линейки или по рабочим чертежам с указанием их расположения по высоте от плоскости, принятой за начало отсчета.

9.1.13.2 Внутренние детали сложной геометрической формы могут быть заменены эквивалентными по объему и расположению или расчленены на более простые. Об этом делают запись в протоколе поверки.

9.1.13.3 Результаты измерений вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б (таблицы Б.17 и Б.18).

9.1.14 Измерения базовой высоты резервуара

9.1.14.1 Базовую высоту резервуара Нб измеряют рулеткой с грузом в соответствии с 5.3.6 не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 2 мм. Значение базовой высоты вносят в табличку, прикрепленную к горловине или измерительной трубе резервуара.

9.1.14.2 Базовую высоту измеряют ежегодно. При ее изменении более чем на 0,1 % проводят переградуировку резервуара.

9.1.14.3 Допускается измерение базовой высоты резервуара при наличии жидкости в нем до уровня, не превышающего 500 мм.

9.1.14.4 Результаты измерений Нб вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б (таблицы Б.16).

9.1.15 По результатам измерений и вычислений непрямолинейности образующей и степени наклона резервуара, овальности сечений, бочкообразности и конусности поясов составляют опись деформаций резервуара, форма которой приведена в приложении В, и устанавливают возможность поверки резервуара геометрическим методом.

9.1.15.1 Для проведения поверки геометрическим методом сечения поясов должны удовлетворять следующим условиям:

- овальность сечения i-го пояса

, (3)

где D1i, D2i вычисляют по формулам (Д.4) и (Д.5) или (Д.8) и (Д.10) приложения Д.

- конусность сечения i-го пояса

(4)

- бочкообразность сечения i-го пояса

; (5)

или

; (6)

где , , вычисляют по формулам (Д.2) и (Д.3) или (Д.7) и (Д.9) приложения Д.

9.2 Проведение поверки резервуара объемным методом

9.2.1 Измеряют базовую высоту резервуара измерительной рулеткой с грузом в соответствии с 9.1.14.

9.2.2 Объем дозы поверочной жидкости при поверке резервуара измеряют мерниками или счетчиком жидкости.

9.2.3 Поверка резервуара с применением уровнемера и мерников

9.2.3.1 Предварительно вычисляют:

а) полную вместимость цилиндрической части Vц, дм3, резервуара по формуле

, (7)

где D - внутренний диаметр резервуара, мм;

L - длина цилиндрической части резервуара, мм.

Значения D и L берут из исполнительного документа;

б) объем j-й дозы поверочной жидкости DVj, дм3, соответствующий изменению уровня жидкости в резервуаре не более чем на 30 мм, по формуле

, (8)

где Кц,j, Кц,j-1 - коэффициенты наполнения цилиндрической части резервуара при уровнях поверочной жидкости в резервуаре Нj и Нj-1 соответственно.

Значение Кц,j, соответствующее уровню Нj, вычисляют по формуле

,

где .

9.2.3.2 Поверочную жидкость (далее - жидкость) подают (рисунок А.6) в мерники 1, 2, 3 из приемного резервуара 12 с помощью насоса 11 или технологического трубопровода (водопровода) 20, открывая вентиль 19 и регулируя вентилями 4, 5, 6 режим потока жидкости.

При этом вместимость мерника или суммарная вместимость мерников должна соответствовать объему дозы жидкости, вычисленному по формуле (8).

9.2.3.3 После наполнения измеряют температуру жидкости в мерниках, сливают дозу жидкости в резервуар 15, открывая вентили 7, 8, 9, и снимают показания уровнемера 17.

9.2.3.4 В порядке, указанном в 9.2.3.2 и 9.2.3.3, подают следующие дозы жидкости (DVм)j в резервуар с одновременным измерением уровня жидкости Нj и ее температуры (Tp)j в пробах, отобранных из резервуара по ГОСТ 2517 после налива в него каждой дозы.

При этом первую пробу отбирают при достижении уровня жидкости в резервуаре 500 мм.

9.2.3.5 В случае применения в качестве поверочной жидкости нефтепродукта измеряют плотность его в лаборатории в соответствии с ГОСТ 3900.

9.2.3.6 Температуру жидкости измеряют в пробоотборнике. При этом термометр погружают в жидкость, находящуюся в пробоотборнике, на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе 1 - 3 мин до принятия столбиком ртути постоянного положения. Не вынимая термометр из жидкости, отсчитывают температуру с погрешностью до 0,1 °С.

9.2.3.7 Допускается отбор проб жидкости из резервуара и измерения температуры проводить через каждое изменение уровня жидкости в резервуаре на 500 мм, как указано в 9.2.3.4.

В этом случае температуру жидкости в резервуаре после поступления в него каждой дозы вычисляют по результатам измерений температур в начале и конце поступления суммарной дозы, объем которой соответствует изменению уровня жидкости в резервуаре на 500 мм.

9.2.3.8 При подходе уровня жидкости к расширителю струи 18 (см. рисунок А.6) его поднимают ближе к горловине резервуара и прикрепляют магнитными наконечниками к внутренней стенке горловины.

9.2.3.9 Резервуар наполняют дозами жидкости до предельного уровня Hпр, мм, вычисляемого по формуле

, (9)

где D - внутренний диаметр резервуара;

t - глубина заложения горловины.

Значение t определяют по результатам измерений глубины заложения горловины в соответствии с 9.1.12.

9.2.3.10 Измеряют измерительной рулеткой с грузом:

- максимальный уровень жидкости в резервуаре Hp max;

- базовую высоту резервуара Hб.

Максимальный уровень и базовую высоту измеряют два раза. Расхождения между результатами двух измерений максимального уровня и базовой высоты не должны превышать 2 мм. За действительные значения максимального уровня и базовой высоты принимают средние арифметические значения их измерений.

9.2.3.11 Значение базовой высоты, определенное по 9.2.3.10, не должно отличаться от значения, установленного 9.2.1, более чем на 0,1 %.

9.2.3.12 Результаты измерений объема (DVм)j и температуры (Tм)j жидкости в мерниках, уровня (Hp)j температуры (Tp)j и плотности жидкости r0 в резервуаре, глубины заложения горловины t, базовой высоты Нб максимального уровня Нp max вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Г.

9.2.4 Поверка резервуара с применением уровнемера и счетчика жидкости

9.2.4.1 Поверку резервуара проводят по схеме, приведенной на рисунке А.7, в следующей последовательности:

а) открывают вентиль 5;

б) устанавливают указатели шкал приборов (при необходимости) на нулевую отметку;

в) снимают показание счетчика жидкости 9 q0 (N0);

г) переводят трехходовой кран 7 в положение «Измерение»;

д) поверочную жидкость подают в резервуар 1 через счетчик жидкости 9 из приемного резервуара 14 или технологического трубопровода (водопровода) 16, открывая вентиль 17, и наполняют резервуар дозой жидкости до появления на дисплее уровнемера 3 значения 10 мм;

е) снимают показание манометра 6 р0;

ж) снимают показание термометра (измерителя температуры) 8 (Tт)0;

з) выключают насос 11 или закрывают вентиль 17 и снимают показание счетчика жидкости 9 q1 (N1).

9.2.4.2 Включают насос 11 или открывают вентиль 17 и в пределах 1/20, части номинальной вместимости резервуара поверку его проводят статическим методом: при каждом изменении уровня жидкости в пределах до 30 мм прекращают подачу жидкости в резервуар. Одновременно снимают показания счетчика жидкости 9 qj (Nj), уровнемера 3 Нj, манометра 6 рj и термометра (измерителя температуры) 8 (Tт)j. Отбирают пробу жидкости из резервуара и измеряют ее температуру (Tp)j и плотность r0 в соответствии с 9.2.3.5, 9.2.3.6 и 9.2.3.7.

9.2.4.3 При достижении уровня жидкости, соответствующего 1/20 части номинальной вместимости резервуара, наполнение резервуара дозами жидкости может быть осуществлено динамическим или статическим методом.

9.2.4.4 После наполнения резервуара дозами жидкости в пределах 19/20 частей номинальной вместимости резервуара поверку его проводят до предельного уровня по 9.2.3.9 статическим методом в соответствии с 9.2.4.2.

9.2.4.5 Измеряют базовую высоту Hб и максимальный уровень жидкости в резервуаре Нp max в соответствии с 9.2.3.10, 9.2.3.11.

9.2.4.6 Результаты измерений объема (DVc)j, температуры (Tc)j, и давления рj дозы жидкости, уровня Hj, температуры (Tp)j и плотности r0 жидкости в резервуаре, глубины заложения горловины t, базовой высоты Hб и максимального уровня Нp max вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Г.

10 Обработка результатов измерений

10.1 Обработка результатов измерений при поверке резервуара геометрическим методом

10.1.1 Обработку результатов проводят в соответствии с приложением Д.

10.1.2 Результаты вычислений вносят в журнал, форма которого приведена в приложении Е.

10.2 Обработка результатов измерений при поверке резервуара объемным методом

10.2.1 Обработку результатов проводят в соответствии с приложением Ж.

10.2.2 Результаты вычислений вносят в журнал, форма которого приведена в приложении И.

10.3 Составление градуировочной таблицы

10.3.1 Составление градуировочной таблицы при поверке резервуара геометрическим методом.

10.3.1.1 Градуировочную таблицу составляют, используя формулы (Д.26), (Д.33) приложения Д, с шагом DH = 1 см, начиная от плоскости, принятой за начало отсчета, до предельного уровня наполнения Нпр.

10.3.1.2 При наличии внутренней детали градуировочную таблицу составляют вычитанием из посантиметровой вместимости резервуара объема внутренней детали, приходящегося на 1 см уровня наполнения, вычисляемого по формуле (Д.57) или формулам (Д.58), (Д.59), начиная с высоты расположения внутренней детали в пределах ее высоты.

10.3.1.3 Результаты расчетов при составлении градуировочной таблицы вносят в таблицу Е.2 приложения Е.

10.3.2 Составление градуировочной таблицы при поверке резервуара объемным методом

10.3.2.1 Градуировочную таблицу составляют (начиная от плоскости, принятой за начало отсчета, до предельного уровня наполнения Нпр) с шагом DH = 1 см, используя формулу

, (10)

где DV1=Vk+1-Vk, DV2=Vk+2-Vk+1, DV-1=Vk-Vk-1;

Vk-1, Vk, Vk+1, Vk+2 - дозовые вместимости резервуара при наливе в него k-1, k, k+1, k+2 доз жидкости, соответствующие уровням наполнения Hk-1, Hk, Hk+1, Hk+2 и вычисляемые по формуле (Ж.17) или формулам (Ж.18), (Ж.19) и т.д. приложения Ж;

Нi - текущий уровень наполнения резервуара.

В формуле (10) вместимости Vk-1, Vk, Vk+1, Vk+2 выражены в метрах кубических, а уровни Hk-1, Hk, Hk+1, Hk+2 - в сантиметрах.

10.3.2.2 Результаты расчетов при составлении градуировочной таблицы вносят в журнал, форма которого приведена в приложении И (таблица И.3).

10.3.3 При составлении градуировочной таблицы значения сантиметровой вместимости резервуара округляют до целого числа при расчете в дм3, до третьего знака после запятой - при расчете в м3.

10.3.4 В пределах каждого шага (изменения уровня наполнения резервуара на 1 см) вычисляют коэффициент вместимости qi, равный вместимости, приходящейся на 1 мм высоты наполнения, по формуле

, (11)

где Vi, Vi-1 - вместимости резервуара, соответствующие уровням Hi, Hi-1 и вычисленные при:

- геометрическом методе поверки - по формулам (Д.26) и (Д.33) приложения Д.

- объемном методе поверки - по формуле (10).

10.3.5 Значения посантиметровой вместимости резервуара, указанные в градуировочных таблицах, соответствуют температуре 20 °С.

10.3.6 Порядок расчета при составлении градуировочной таблицы

10.3.6.1 Обработка результатов поверки может быть проведена ручным способом или с использованием ЭВМ.

10.3.6.2 Результаты измерений оформляют протоколом поверки.

10.3.6.3 Протокол поверки является входным документом при расчете градуировочной таблицы на ЭВМ.

10.3.6.4 Требования к машинному алгоритму обработки результатов измерений:

- вместимость резервуара, приходящуюся на 1 см высоты наполнения, вычисляют последовательным суммированием значений вместимостей, приходящихся на 1 мм высоты наполнения;

- последовательно суммируя значения вместимостей каждого миллиметра наполнения, вычисляют вместимость резервуара с интервалом 1 см.

11 Оформление результатов поверки

11.1 Положительные результаты поверки резервуара оформляют свидетельством о поверке по форме, установленной национальной (государственной) метрологической службой.

На табличку, прикрепленную к измерительному люку или измерительной трубе, наносят данные в соответствии с К.15 приложения К.

11.2 К свидетельству о поверке прилагают:

а) градуировочную таблицу;

б) протокол поверки (оригинал прикладывают к первому экземпляру градуировочной таблицы);

в) эскиз резервуара;

г) журнал обработки результатов измерений при поверке;

д) акт измерений базовой высоты (прикладывается ежегодно по результатам измерения базовой высоты);

е) опись деформации.

11.3 Формы титульного листа градуировочной таблицы и градуировочной таблицы приведены в приложении Л. Форма протокола поверки резервуара геометрическим методом приведена в приложении Б, объемным методом - в приложении Г. Форма акта измерения базовой высоты резервуара приведена в приложении М.

Протокол поверки, титульный лист и последнюю страницу градуировочной таблицы подписывают поверители. Подписи поверителей заверяют оттисками поверительного клейма, печати (штампа).

11.4 На каждом листе документации (по перечислениям а - е пункта 11.2) должен быть проставлен порядковый номер листа.

11.5 Градуировочные таблицы на резервуары утверждает руководитель организации национальной (государственной) метрологической службы или руководитель аккредитованной на право поверки метрологической службы юридического лица.

11.6 Типовые программы расчета градуировочных таблиц на ЭВМ по настоящему стандарту разработаны в ГНМЦ - ВНИИР и ВНИИМС. Программы, разработанные другими организациями, подлежат экспертизе, аттестации и утверждению в ГНМЦ - ВНИИР или ВНИИМС.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(справочное)

Схемы измерений параметров резервуаров при поверке геометрическим и объемным методами

1 - двойной отвес, 2 - измерительная рулетка, 3 - резервуар, Dн - наружный диаметр цилиндрической части резервуара

Рисунок А.1 - Схема двойного отвеса

1, 6 - днища; 2, 4, 5 - пояса; 3 - горловина; 7 - отвес; 8 - измерительная металлическая линейка

Рисунок А.2 - Схема измерений параметров резервуара

1 - днище; 2 - пояс; 3 - отвес; 4 - измерительная металлическая линейка

Рисунок А.3 - Схема измерений параметров сферического и плоского днищ

1, 4 - подставки; 2, 3 - водомерные трубки

Рисунок А.4 - Водомерные трубки

1 - основание; 2 - измерительная металлическая линейка; 3 - магнитный держатель

Рисунок А.5 - Линейка измерительная с магнитным держателем

1, 2, 3 - мерники; 4, 5, 6 - вентили наполнения; 7, 8, 9 - вентили опорожнения; 10 - всасывающая линия насоса; 11 - насос, 12 - приемный резервуар; 13 - фильтр; 14 - линия технологической обвязки, 15 - поверяемый резервуар; 16 - поплавок уровнемера; 17 - уровнемер; 18 - расширитель струи; 19 - вентиль обвязки; 20 - технологический трубопровод (водопровод)

Рисунок А.6 - Измерительная система для поверки резервуара с применением уровнемера и мерников

1 - поверяемый резервуар; 2 - поплавок уровнемера; 3 - уровнемер; 4 - расширитель струи; 5, 17 - вентили; 6 - манометр; 7 - трехходовой кран; 8 - термометр (измеритель температуры); 9 - счетчик жидкости; 10 - дроссель; 11 - насос; 12 - всасывающая линия насоса; 13 - фильтр; 14 - приемный резервуар; 15 - линия технологической обвязки; 16 - технологический трубопровод (водопровод)

Рисунок А.7 - Измерительная система для поверки резервуара с применением уровнемера и счетчика жидкости

1, 3 - водомерные трубки; 2 - резервуар; 4 - резиновая трубка

Рисунок А.8 - Схема измерений угла наклона резервуара с применением водомерных трубок

1, 4 - измерительные металлические линейки; 2 - резервуар; 3 - вода

Рисунок А.9 - Схема измерений угла наклона резервуара с применением линеек с магнитными держателями

Рисунок А.10 - Схема наклоненного резервуара

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(обязательное)

Форма протокола поверки резервуара геометрическим методом

ПРОТОКОЛ

поверки резервуара геометрическим методом

Таблица Б.1 - Общие данные

Регистрационный номер

Дата

Основание для проведения поверки

Место проведения поверки

Средства поверки

Резервуар

Число

Месяц

Год

Тип

Номер

Форма днищ

Назначение

Погрешность определения вместимости резервуара, %











Таблица Б.2 - Условия проведения измерений

Температура воздуха, °С

Скорость ветра1), м/с

Загазованность, мг/м3




1) Измеряют при значении диаметра резервуара более 5 м.

Таблица Б.3 - Степень наклона резервуара

Номер измерения

Показания, мм

1-й линейки (1-й водомерной трубки) - ,

2-й линейки (2-й водомерной трубки) - ,