Рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 105-2010 "Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические теплоизолированные. Методика поверки геометрическим методом" (введены в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 декабря 2011 г. N 1058-ст)

Рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 105-2010
"Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические теплоизолированные. Методика поверки геометрическим методом"
(введены в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 декабря 2011 г. N 1058-ст)

State system for ensuring the uniformity of measurements. Vertical steel cylindrical tanks with thermal insulation. Verification procedure by geometrical method

МКС 17.020
Т88.1

Дата введения - 1 января 2013 г.
Введены впервые

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2009 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, применения, обновления и отмены"

Сведения о рекомендациях

1 Разработаны Федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" (ФГУП "ВНИИР")

2 Внесены Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 Приняты Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 15 октября 2010 г. N 44)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Армения	AM	Минэкономики Республики Армения
Беларусь	BY	Госстандарт Республики Беларусь
Казахстан	KZ	Госстандарт Республики Казахстан
Кыргызстан	KG	Кыргызстандарт
Молдова	MD	Молдова-Стандарт
Российская Федерация	RU	Росстандарт
Таджикистан	TJ	Таджикстандарт
Украина	UA	Госпотребстандарт Украины

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 декабря 2011 г. N 1058-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 105-2010 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2013 г.

5 Настоящие рекомендации соответствуют МОЗМ Р 71:2008 "Стационарные резервуары-хранилища. Общие требования" (OIML R 71:2008 "Fixed storage tanks. General requirements").

Степень соответствия - неэквивалентная (NEQ)

6 Введены впервые

7 Переиздание. Февраль 2013 г.

1 Область применения

Настоящие рекомендации распространяются на стальные вертикальные цилиндрические резервуары (далее - резервуары) номинальной вместимостью 100-50000 м³, теплоизолированные, наземного расположения, закрытые, с кровлей, предназначенные для проведения государственных учетных и торговых операций, взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, а также для учета нефти и нефтепродуктов при хранении, и устанавливают методику поверки геометрическим методом.

2 Нормативные ссылки

В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

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 12.1.011-78 Система стандартов безопасности труда. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний ^*

------------------------------

^*_{Утратил силу на территории РФ, с 01.01.2001 пользоваться ГОСТ Р 51330.2-99; ГОСТ Р 51330.5-99; ГОСТ Р 51330.11-99; ГОСТ Р 51330.19-99.}

------------------------------

ГОСТ 12.4.137-84 Обувь специальная кожаная для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия

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

ГОСТ 427-75 Линейки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 10528-90 Нивелиры. Общие технические условия

ГОСТ 10529-96 Теодолиты. Общие технические условия

ГОСТ 13837-79 Динамометры общего назначения. Технические условия

ГОСТ 27574-87 Костюмы женские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий. Технические условия

ГОСТ 27575-87 Костюмы мужские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий. Технические условия

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

ГОСТ 30852.11-2002 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам

Примечание - При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящих рекомендациях применяют следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный (резервуар): Стационарная мера вместимости, наружная поверхность которой покрыта слоем теплоизоляции, с индивидуальной градуировочной таблицей, предназначенная для хранения нефти и нефтепродуктов и измерений их объема (массы) совместно со средствами измерений уровня, плотности и температуры.

3.2 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, установления пригодности резервуара к применению.

Примечание - Градуировочная таблица - зависимость вместимости резервуара от уровня его наполнения при нормированном значении температуры, равной 20 °С. Таблицу прилагают к свидетельству о поверке резервуара и применяют для определения объема жидкости в нем.

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

3.4 номинальная вместимость резервуара: Вместимость резервуара, соответствующая предельному уровню его наполнения, установленная нормативным документом для конкретного типа.

3.5 действительная (фактическая) полная вместимость резервуара: Вместимость резервуара, соответствующая предельному уровню его наполнения, полученная по результатам измерений параметров резервуара при поверке.

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

3.7 коэффициент вместимости: Вместимость, приходящаяся на 1 мм высоты наполнения.

3.8 точка касания днища грузом рулетки (исходная точка): Точка касания грузом измерительной рулетки днища резервуара или на опорной плите (при наличии) при измерениях базовой высоты резервуара и от которой измеряют уровень нефти и нефтепродуктов и воды.

Примечание - Эта точка является исходной при составлении градуировочной таблицы резервуара.

3.9 базовая высота резервуара: Расстояние по вертикали от точки касания днища грузом рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.

3.10 уровень жидкости (высота наполнения): Расстояние по вертикали между свободной поверхностью жидкости, находящейся в резервуаре, и точкой касания днища грузом рулетки (исходной точкой).

3.11 контур днища: Линия, образованная пересечением днища резервуара с цилиндрической частью первого пояса резервуара.

3.12 "мертвая" полость резервуара: Нижняя часть резервуара, из которой нельзя выбрать жидкость, используя приемо-раздаточный патрубок.

3.13 "мертвый" остаток: Объем жидкости, находящейся в "мертвой" полости резервуара.

3.14 "неучтенный" объем жидкости: Объем жидкости в резервуаре, находящийся ниже точки касания днища резервуара грузом рулетки.

3.15 жидкость при хранении: Жидкость, для хранения которой предназначен поверяемый резервуар.

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

,

где - угол наклона резервуара в градусах.

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

3.18 государственные учетные и торговые операции, взаимные расчеты между поставщиком и потребителем: Операции, проводимые между поставщиком и потребителем, заключающиеся в определении объема или массы нефти и нефтепродуктов для последующих учетных операций, а также при арбитраже.

3.19 учет нефти и нефтепродуктов при хранении: Операция, проводимая на предприятии, заключающаяся в определении объема и массы нефти и нефтепродуктов для последующих учетных операций.

4 Метод поверки

4.1 Поверку резервуара проводят геометрическим методом.

4.1.1 При поверке резервуара вместимость первого пояса определяют по результатам измерений внутреннего диаметра методом хорд и высоты первого пояса.

Метод хорд заключается в отложении хорды известной длины по внутренней длине окружности первого пояса.

4.1.2 Вместимость вышестоящих поясов определяют по результатам измерений вертикальных углов изнутри резервуара с помощью двух теодолитов, один из которых устанавливают в центре днища резервуара, а второй (под номером первый) - на расстоянии 1000-1500 мм от внутренней стенки первого пояса. При этом первый теодолит комплектуют лазером, служащим для получения яркой точки на поверхности резервуара.

4.2 Поверка резервуара может быть проведена объемным методом в соответствии с требованиями ГОСТ 8.570.

5 Технические требования

5.1 Требования к погрешности измерений параметров резервуара

5.1.1 Пределы допускаемой погрешности измерений параметров резервуара приведены в таблице 1.

Таблица 1

Наименование параметра	Предел допускаемой погрешности измерений параметра резервуаров вместимостью, м3
	100-4000	5000-50000
Хорда (при укладке), мм	0,2	0,4
Вертикальный угол, угл. сек	10	10
Высота пояса, мм	5	5
Толщина стенок, мм	0,2	0,2
Расстояние между отвесами теодолитов, %	0,04	0,03
Объем внутренних деталей, м3	(0,005 - 0,025)

5.2 Требования к средствам поверки

5.2.1 При поверке резервуара применяют следующие основные и вспомогательные 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 Штангенциркули с диапазонами измерений 0-150; 500-1600; 800-2000 мм по ГОСТ 166.

5.2.1.3 Линейку измерительную металлическую с диапазоном измерений 0-1000 мм по ГОСТ 427.

5.2.1.4 Теодолит оптический с ценой деления микроскопа 2'' (угловые секунды) по ГОСТ 10529.

5.2.1.5 Лазер типа ЛГН.

5.2.1.6 Толщиномер ультразвуковой с диапазоном измерений 0,6-30 мм и пределами допускаемой погрешности  0,1 мм.

5.2.1.7 Нивелир с рейкой по ГОСТ 10528.

5.2.1.8 Термометр с ценой деления 1 °С и диапазоном измерений от 0 до 50 °С по ГОСТ 28498.

5.2.1.9 Анализатор-течеискатель типа АНТ-3 по [1].

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

5.2.2 Вспомогательные средства поверки: чертилка, мел, шпатель, щетки (металлические), графитовый стержень диаметром от 5 до 10 мм, микрокалькулятор.

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

5.2.4 Допускается применение других, вновь разработанных или находящихся в эксплуатации средств измерений, автоматизированного комплекса с программным обеспечением, удовлетворяющих по точности и пределам измерений требованиям настоящей рекомендации.

6 Требования к организации проведения поверки

6.1 Резервуары подлежат поверке организациями национальной (государственной) метрологической службы ¹⁾ или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц.

------------------------------

¹⁾_{На территории Российской Федерации органы государственной метрологической службы проходят аккредитацию на право проведения поверки резервуаров.}

------------------------------

6.2 Устанавливают следующие виды поверок резервуара:

- первичную, которую проводят после строительства резервуара перед вводом в эксплуатацию и капитального ремонта;

- периодическую, которую проводят по истечении срока действия градуировочной таблицы и при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость;

- внеочередную поверку.

Первичную поверку резервуаров проводят после их гидравлических испытаний.

7 Требования к квалификации поверителей и требования безопасности

7.1 Поверку резервуара проводит физическое лицо, прошедшее курсы повышения квалификации и аттестованное в качестве поверителя в области промышленной безопасности в установленном порядке.

7.2 Измерения параметров при поверке резервуара проводит группа лиц, включая поверителя организации, указанной в 6.1, и не менее двух специалистов, прошедших курсы повышения квалификации и других лиц (при необходимости), аттестованных в области промышленной безопасности в установленном порядке ²⁾.

------------------------------

²⁾_{На территории Российской Федерации действует Приказ Ростехнадзора N 37 от 29.01.2007 г.}

------------------------------

7.3 К поверке резервуара допускают лиц, изучивших настоящие рекомендации, техническую документацию на резервуар и его конструкцию, средства поверки резервуара и прошедшие обучение по безопасности труда по ГОСТ 12.0.004.

7.4 Лица, проводящие поверку резервуара, надевают спецодежду:

- женщины - костюмы по ГОСТ 27574 и спецобувь по ГОСТ 12.4.137;

- мужчины - костюмы по ГОСТ 27575 и спецобувь по ГОСТ 12.4.137.

7.5 Содержание вредных паров и газов в воздухе вблизи и изнутри резервуара на высоте до 2000 мм не должно превышать санитарных норм, установленных ГОСТ 12.1.005.

7.6 Измерения параметров резервуара во время грозы категорически запрещены.

7.7 Для освещения в темное время суток или, при необходимости, в дневное время суток при проведении измерений изнутри резервуара применяют светильники во взрывозащищенном исполнении.

7.8 Перед началом поверки резервуаров проверяют:

- исправность лестниц и перил резервуара;

- наличие заземления резервуара.

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

7.10 Базовую высоту резервуара измеряют через измерительный люк. Избыточное давление в газовом пространстве резервуара должно быть равно нулю.

После измерений крышку измерительного люка плотно закрывают.

7.11 В процессе измерений параметров резервуара обеспечивают двух- или трехкратный обмен воздуха внутри резервуара. При этом анализ воздуха на содержание вредных паров и газов проводят через каждый час.

7.12 Средства поверки по 5.2.1.5, 5.2.1.6, 5.2.1.9, 5.2.4 должны быть во взрывозащищенном исполнении для групп взрывоопасных смесей категории IIА-ТЗ по ГОСТ 30852.11 ¹⁾.

------------------------------

¹⁾_{На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51330.11-99.}

------------------------------

7.13 Продолжительность работы внутри резервуара - не более четырех часов, после каждого четырехчасового периода работы - перерыв на один час.

8 Условия поверки и подготовка к ней

8.1 При поверке соблюдают следующие условия:

8.1.1 Резервуар должен стоять на твердом фундаменте. При заглубленной установке и возможности попадания в приямок грунтовых вод сдвиг резервуара предотвращают дополнительными креплениями.

8.1.2 Для проведения измерений параметров резервуара его освобождают от остатков нефти и нефтепродуктов, зачищают, пропаривают (при необходимости), промывают и вентилируют.

8.1.3 Не допускают образования местных неровностей (хлопунов) днища резервуара.

8.1.4 Температура окружающего воздуха - от минус 10 °С до плюс 35 °С.

8.1.5 Состояние погоды - без осадков.

8.2 При подготовке к поверке проводят следующие работы.

8.2.1 Изучают техническую документацию на резервуар и средства поверки.

8.2.2 Подготавливают средства поверки к работе согласно технической документации на них, утвержденной в установленном порядке.

8.2.3 Измерения величин при поверке резервуара проводит группа лиц, включающая поверителя организации, указанной в 6.1, и не менее двух специалистов, прошедших курсы повышения квалификации и других лиц (при необходимости), аттестованных по промышленной безопасности в установленном порядке.

9 Операции поверки

9.1 При проведении поверки резервуара должны быть выполнены операции, указанные в таблице 2.

Таблица 2

Наименование операции	Номер пункта рекомендации
Внешний осмотр	10.1
Измерения внутреннего диаметра первого пояса	10.2
Измерения высоты и толщины стенки первого пояса	10.3
Размещение теодолитов на днище резервуара	10.4
Измерение внутренних радиусов вышестоящих поясов	10.5
Измерение высоты вышестоящих поясов	10.6
Определение степени наклона и угла направления наклона резервуара	10.7
Измерение координаты точки отсчета значений уровня жидкости и базовой высоты резервуара	10.8
Определение вместимости "мертвой" полости резервуара	10.9
Определение объемов внутренних деталей	10.10
Измерение базовой высоты резервуара	10.11

10 Проведение поверки резервуара

10.1 Внешний осмотр

10.1.1 При внешнем осмотре резервуара проверяют:

- соответствие конструкции и внутренних деталей резервуара технической документации на него (паспорту, технологической карте на резервуар);

- наличие необходимой арматуры и оборудования;

- исправность лестниц и перил;

- состояние отмостки резервуара (отсутствие трещин и целостность);

- чистоту внутренней поверхности резервуара;

- отсутствие местных неровностей (хлопунов) днища;

- отсутствие деформаций стенок поясов, препятствующих проведению измерений параметров резервуара.

10.1.2 По результатам внешнего осмотра устанавливают возможность применения геометрического метода поверки резервуара.

10.2 Измерения внутреннего диаметра первого пояса

10.2.1 Измерения внутреннего диаметра первого пояса проводят методом обложения хорд по стенке первого пояса на высотах (500  50) мм; (1000  50) мм; (1500  50) мм, отсчитываемых от днища резервуара с помощью измерительной рулетки с грузом.

10.2.2 Для отложения хорд выполняют следующие процедуры:

а) на вышеуказанных высотах через каждые 1000 мм длины наносят на стенке первого пояса горизонтальные отметки длиной 10-20 мм;

б) отметки, нанесенные на трех высотах по перечислению а), соединяют между собой гибкой стальной лентой.

10.2.3 Линии горизонтальных окружностей по перечислению а) 10.2.2 проводят толщиной не более 5 мм.

10.2.4 Вычисляют длину хорды S₁, мм, по формуле

,

(1)

где D₁ - диаметр резервуара, принимаемый по технической документации на резервуар, мм;

- центральный угол, соответствующий длине хорды S₁, вычисляемый по формуле

,

(2)

где m₁ - число отложений хорды по линиям горизонтальных окружностей. Число m₁ в зависимости от номинальной вместимости резервуара принимают по таблице 3.

Таблица 3

Номинальная вместимость резервуара, м3	Число отложений хорды m1	Номинальная вместимость резервуара, м3	Число отложений хорды m1
100	24	3000 (4000)	38
200	26	5000	40
300	28	10000	58
400	32	15000	66
700	34	20000	76
1000	34	30000	80
2000	36	50000	102

10.2.5 Хорду, длина которой вычислена по формуле (1), откладывают по линиям горизонтальных окружностей на трех уровнях с помощью штангенциркуля с диапазоном измерений от 500 до 1600 мм или от 800 до 2000 мм.

10.2.6 После отложений хорды по 10.2.5 измеряют остаточную хорду S₀ с помощью штангенциркуля с диапазоном измерений 0-150 мм с погрешностью не более 0,1 мм.

10.2.7 Значение длины хорды S₁, определенное по формуле (1), результаты измерений длин остаточных хорд на трех уровнях горизонтальных окружностей S₀ и число действительных отложенных хорд m₂ вносят в протокол, форма которого приведена в приложении А.

10.3 Измерения высоты и толщины стенки первого пояса

10.3.1 Высоту пояса h₁ измеряют изнутри резервуара с помощью измерительной рулетки с грузом. Высоту пояса измеряют не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений должно быть не более 5 мм.

10.3.2 Толщину стенки пояса измеряют с помощью ультразвукового толщиномера в трех точках, расположенных через 120° по периметру резервуара, с погрешностью не более 0,1 мм.

10.3.3 Результаты измерений высоты h₁ и толщины стенки первого пояса вносят в протокол, форма которого приведена в приложении А.

10.4 Размещение теодолитов на днище резервуара

10.4.1 Определяют центр резервуара в следующей последовательности:

- на уровне днища по линии его пересечения с цилиндрической частью первого пояса откладывают хорду, длину которой S₂, мм, вычисляют по формуле

,

(3)

где D₁ - диаметр резервуара, принимаемый по технической документации на резервуар, мм;

- центральный угол, соответствующий длине хорды S₂, вычисляемый по формуле

,

где m₁ - число отложений хорды, принимаемое равным 24;

- хорду откладывают рулеткой или другим инструментом (штангенциркулем, линейкой). Конец каждой отложенной хорды отмечают знаком "+" и нумеруют цифрами от 1 до 24;

- начало рулетки прикладывают к точке 1, а другой конец к противоположной точке 13 (рисунок Б.1). Определяют середину протянутой ленты рулетки и на этом месте на днище резервуара делают отметку. При неподвижном положении левого конца рулетки в точке 1 правый ее конец перемещают около точки 13 налево и направо на расстоянии 400-500 мм и прочерчивают на днище резервуара дугу с отметки, соответствующей середине длины рулетки;

- неподвижный конец рулетки переставляют к точке 2, а другой конец (правый) к точке 14 и, перемещая правый конец рулетки, прочерчивают вторую дугу на днище резервуара. Таким образом, прочерчивают 12 дуг. Точку пересечения большинства дуг принимают за центр резервуара.

10.4.2 Стирают отметки, нанесенные на уровне днища по линии пересечения днища с цилиндрической частью первого пояса при определении центра резервуара по 10.4.1.

10.4.3 Окружность первого пояса резервуара L_ц, длина которой вычислена по формуле (В.2), разбивают на m равных частей (откладывают дугу постоянной длины и через отметки разбивки проводят вертикальные линии на стенке первого пояса до контура днища), начиная с образующей резервуара, проходящей через точку касания днища грузом рулетки "л" (рисунок Б.2) и продольную ось резервуара. Все отметки разбивок пронумеровывают по ходу часовой стрелки в соответствии с рисунком Б.2. Число разбивок m принимают равным числу отложенных хорд m₁ по таблице 3.

10.4.4 Соединяют точки, образованные в результате пересечения вертикальных линий с контуром днища, с помощью мела или графитового стержня с центром днища (рисунок Б.3).

10.4.5 Первый теодолит, укомплектованный лазером по 4.1.2, при проведении измерений радиусов и высот вышестоящих поясов резервуара устанавливают на расстоянии 1000-1500 мм от стенки первого пояса последовательно (рисунок Б.3) в точках:

- (m/2 + k): А₁, А₂, ..., ;

- (k - m/2): В₁, В₂, ..., В_k.

k - номер отметки разбивки.

При этом вначале первый теодолит устанавливают в точку A₁, находящуюся диаметрально противоположно отметке разбивки номер один (k = 1). Затем его устанавливают последовательно в вышеуказанных точках.

10.4.6 Второй теодолит устанавливают в центр резервуара.

10.4.7 Окуляры теодолитов поднимают на высоту, равную 1500 мм, и направляют в центр светового пятна, образованного лазерным лучом на стенке резервуара. При этом вертикальные углы на теодолитах устанавливают равными нулю. Таким образом, совмещают горизонты первого и второго теодолитов.

В дальнейшем луч лазера перемещают строго по вертикали от этой высоты.

10.4.8 Угловое перемещение луча по вертикали отсчитывают по вертикальным шкалам первого и второго теодолитов, окуляры которых совмещают с центром светового пятна.

10.4.9 Перед непосредственными измерениями внутренних радиусов и высот вышестоящих поясов выполняют следующие операции:

10.4.9.1 Проводят точное центрирование теодолитов над точками и приводят вертикальные оси теодолитов в отвесное положение в соответствии с технической документацией на них.

10.4.9.2 Измеряют расстояние между нитями отвесов теодолитов C₁ при установке первого теодолита в точку А₁ (рисунок Б.4) с помощью измерительной рулетки с динамометром не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 2 мм.

10.4.9.3 Измеряют расстояние между стенкой резервуара и нитью отвеса первого теодолита (рисунок Б.4) с помощью измерительной рулетки с динамометром не менее двух раз. Расхождение между результатами измерений не должно быть более 2 мм.

10.4.9.4 Результаты измерений С₁ и (AВ)₁ вносят в протокол, форма которого приведена в приложении А.

10.4.9.5 Последовательно устанавливая первый теодолит в точках A₁, А₂, ..., ; В₁, В₂, ..., В_k (рисунок Б.3) и выполняя операции по 10.4.9.1-10.4.9.3, измеряют параметры С_k(АВ)_k.

10.4.9.6 Результаты измерений параметров С_k, (АВ)_k вносят в протокол, форма которого приведена в приложении А.

10.5 Измерение внутренних радиусов вышестоящих поясов

10.5.1 Внутренний радиус вышестоящего i-го пояса при установке первого теодолита в точках, указанных в 10.4.5, определяют в следующей последовательности:

а) вычисляют вертикальный угол для направления светового луча лазера в середину i-го вышестоящего пояса по формуле

,

(4)

где i - номер вышестоящего пояса, выбираемый из ряда: 2; 3; 4; ...; n (где n - число поясов резервуара);

k - номер образующей резервуара (или номер точки разбивки), значение которого выбирают из ряда: 1, 2, 3, ..., m (m - число образующих резервуара, равное 24);

h_ik - высота i-го вышестоящего пояса при номере образующей k, мм;

h_kj - высота j-го нижестоящего пояса по отношению к i-му поясу, мм;

(АВ)_k - расстояние, измеренное при k = 1 в соответствии с 10.4.9.3, и в соответствии с 10.4.9.5 - при k > 1, мм;

б) перемещая зрительную трубу первого теодолита по вертикали, устанавливают вертикальный угол, вычисленный по формуле (4), по шкале первого теодолита и совмещают окуляр первого теодолита с центром светового пятна лазера;

в) перемещая зрительную трубу второго теодолита по вертикали, совмещают центр окуляра со световым пятном лазера;

г) отсчитывают показание вертикальной шкалы второго теодолита ()_ik с погрешностью не более 2''.

10.5.2 Результаты измерений ()_ik и вычислений ()_ik по формуле (4) вносят в протокол, форма которого приведена в приложении А.

10.6 Измерение высоты вышестоящих поясов

10.6.1 Высоту вышестоящего i-го пояса резервуара h_i определяют по результатам измерений вертикальных углов ()₁, ()₁, проводимых в следующей последовательности (рисунок Б.4):

а) направляют луч лазера первого теодолита в стык i-го и (i + 1)-го поясов по первой образующей резервуара и совмещают окуляр теодолита с центром светового пятна;

б) отсчитывают показание вертикальной шкалы первого теодолита ()₁ с погрешностью не более 2'';

в) перемещая окуляр второго теодолита по вертикали, совмещают центр окуляра со световым пятном лазера;

г) отсчитывают показание вертикальной шкалы второго теодолита ()₁ с погрешностью не более 2''.

10.6.2 Результаты измерений ()₁, ()₁, вносят в протокол, форма которого приведена в приложении А.

10.6.3 Если линии раздела вышестоящих поясов не заметны для направления луча лазера, то высоты вышестоящих поясов определяют по результатам измерений суммарной высоты (Н_max)₁ вышестоящих поясов, проводимых в следующей последовательности:

а) направляют луч лазера по вертикали, соответствующей первой образующей резервуара (рисунок Б.4), на стык цилиндрической части и кровли резервуара и совмещают окуляр теодолита с центром светового пятна;

б) далее, выполняя процедуры, указанные в перечислениях б), в), г) 10.6.1 отсчитывают показания вертикальных шкал теодолитов ()₁ и ()₁ с погрешностью не более 2''.

10.7 Определение степени наклона и угла направления наклона резервуара

10.7.1 Степень наклона и угол направления наклона резервуара определяют по результатам нивелировки контура днища изнутри резервуара. При этом в качестве нивелира может быть использован один из теодолитов, устанавливаемый в центре резервуара.

10.7.2 Степень наклона и угол направления наклона резервуара определяют в два этапа:

- на первом этапе устанавливают номера двух противоположных отметок разбивки (образующих резервуара), через которые проходит приближенное направление наклона резервуара;

- на втором этапе определяют степень наклона и угол уточненного направления наклона резервуара.

10.7.3 Приближенное направление наклона резервуара определяют в следующей последовательности:

а) проводят разбивку длины окружности первого пояса по 10.4.3;

б) устанавливают нивелир в центре резервуара напротив первой отметки разбивки и проводят установку нивелира по горизонту;

в) устанавливают рейку вертикально по стенке первого пояса в точке контура днища напротив первой отметки разбивки, отсчитывают показание шкалы рейки l₁ с погрешностью до 1 мм;

г) последовательно устанавливая рейку по ходу часовой стрелки в точках на контуре днища, находящихся напротив отметок разбивки 2, 3, ...k, ...m (m - число отметок разбивки длины окружности первого пояса резервуара), отсчитывают показания рейки l₂, l₃, ... l_k, ... l_m.

Показания шкалы рейки l_k вносят в протокол, форма которого приведена в приложении А.

Определяют значение разности показаний шкалы рейки в точках контура днища, находящихся напротив двух противоположных отметок разбивки , мм (см. таблицу А.8):

- при числе отметок k от 1 до по формуле

;

(5)

- при числе отметок от ( + 1) до m по формуле

,

(6)

где l_k - показание шкалы рейки в точке, находящейся напротив k-й отметки, мм;

l_(m/2+k), l_(k-m/2) - показания шкалы рейки в точках, находящихся напротив отметок разбивки (m/2 + k) и (k - m/2), мм;

k - номер отметки разбивки. Его значения выбирают из ряда: 1, 2, 3, 4, ..., m;

m - число отметок разбивки длины окружности первого пояса резервуара.

Строят график (рисунок Б.2) функции , рассчитываемой по формулам (5) и (6). Если кривая, соединяющая точки графика относительно абсциссы, имеет вид синусоиды с периодом, равным отрезку 1 - m (кривая С на рисунке Б.2), то резервуар стоит наклонно, если нет (кривая В) - резервуар стоит прямо (вертикально).

По максимальному значению разности ()_max, определенному по формуле (5) или (6), устанавливают приближенное направление наклона резервуара (рисунок Б.5).

Приближенное значение угла направления наклона резервуара определяют по формуле

,

(7)

где N - число разбивок, отсчитываемое от первой отметки разбивки до приближенного направления наклона резервуара, равное k - 1.

10.7.4 Степень наклона и уточненный угол направления наклона резервуара определяют в следующей последовательности:

а) проводят дополнительное разбивание длины дуги противоположных разбивок (рисунок Б.5), например находящихся справа от отметок разбивки 6 и 18 (разбивки N₅ и N₁₇) и слева от отметок разбивки 6 и 18 (разбивки N₆ и N₁₈) от приближенного направления наклона контура днища, определенного по 10.7.3;

б) длину дуги дополнительного разбивания , мм, соответствующую 1°, вычисляемую по формуле

,

(8)

где L_ц - длина внутренней окружности первого пояса резервуара, мм;

в) дугу длиной, вычисленной по формуле (8), откладывают справа и слева (наносят вертикальные отметки на стенке первого пояса), начиная с образующих (отметок разбивки), по которым проходит приближенное направление наклона резервуара. Отметки отложенных дополнительных дуг (разбивок) нумеруют арабскими цифрами справа и слева от приближенного направления наклона резервуара;

г) выполняя операции, указанные в перечислениях в) и г) 10.7.3, отсчитывают показания шкалы рейки в точках дополнительного разбивания дуг основных разбивок, находящихся слева l_л и справа l_п от приближенного направления наклона резервуара, с погрешностью до 1 мм. Обозначение "п" и "л" соответствуют терминам: "справа" и "слева".

Результаты показаний шкалы l_л, l_п вносят в протокол, форма которого приведена в приложении А.

10.8 Измерение координаты точки отсчета значений уровня жидкости и базовой высоты резервуара

10.8.1 Координата точки отсчета значений уровня жидкости и базовой высоты резервуара l_л равна расстоянию между точкой касания днища грузом рулетки и стенкой резервуара (рисунок Б.2).

10.8.2 Величину l_л измеряют по линии, проведенной через первую точку отложений хорды и центр резервуара. Измерения проводят рулеткой с динамометром не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений должно быть не более 2 мм.

10.8.3 Результаты измерений l_л вносят в протокол, форма которого приведена в приложении А.

10.9 Определение вместимости "мертвой" полости резервуара

10.9.1 Высоту "мертвой" полости h_м.п измеряют рулеткой по стенке резервуара от днища резервуара до нижней образующей приемо-раздаточного патрубка.

10.9.2 Для определения объема неровностей днища ()₀ проводят следующие измерения (рисунок Б.7):

- размечают на днище точки пересечения восьми концентрических окружностей (I, I, ..., VIII) с восемью радиусами (0-1, 0-2, ..., 0-8) и точку касания днища грузом рулетки. Положение восьми радиусов находят делением внутреннего периметра резервуара по первому поясу на уровне днища на восемь равных частей, начиная с плоскости, проходящей через центр резервуара и точку касания днища грузом рулетки, а положение восьми концентрических окружностей определяют делением внутреннего радиуса первого пояса R на восемь частей путем откладывания от центра днища радиусов, равных 0,35R; 0,5R; 0,61R; 0,71R; 0,79R; 0,86R; 0,93R; R;

- устанавливают второй теодолит в центре днища резервуара и измеряют расстояние по вертикали от неровностей днища до визирной линии (до центра окуляра) теодолита b_o при помощи измерительной рулетки с грузом или рейкой;

- снимают отсчеты по рейке, устанавливаемой последовательно в измерительных точках b_ji, и в точках касания днища грузом рулетки b_л.

10.9.3 Результаты измерений величин b_o, b_ji, b_л вносят в протокол, форма которого приведена в приложении А.

Примечание - Для резервуаров вместимостью 2000 м³ неровностью днища пренебрегают, за исходный уровень в этом случае принимают плоскость днища.

10.9.4 Проводят нивелирование высоты "мертвой" полости резервуара в следующей последовательности (рисунок Б.8):

а) устанавливают теодолит в центре резервуара и приводят его в горизонтальное положение;

б) устанавливают рейку вертикально в точке касания днища грузом рулетки Л и отсчитывают показания рейки J_л с точностью до 1 мм;

в) устанавливают рейку в точке А и отсчитывают показания рейки с точностью до 1 мм:

- в точке В, соответствующей нижней внутренней образующей приемо-раздаточного патрубка ;

- в точке С, соответствующей расстоянию по вертикали от днища резервуара до горизонта теодолита, .

10.9.5 Результаты измерений величин h_м.п, J_л, , вносят в протокол, форма которого приведена в приложении А.

10.10 Определение объемов внутренних деталей

10.10.1 Объемы внутренних деталей, находящихся в резервуаре, определяют по данным технической документации или по данным измерений геометрических параметров внутренних деталей с указанием их расположения по высоте от днища резервуара.

10.10.2 Проводят нивелирование нижней границы внутренней детали в следующей последовательности (рисунок Б.9):

а) выполняют операции, изложенные в перечислениях а), б) 10.9.4 и отсчитывают показания J_л с точностью до 1 мм;

б) устанавливают рейку в точке А и отсчитывают показания рейки с точностью до 1 мм:

- в точке В, соответствующей расстоянию по вертикали от днища резервуара до нижнего торца внутренней детали по ее оси ;

- в точке С, соответствующей расстоянию по вертикали от днища резервуара до горизонта теодолита .

Примечание - Нивелирование нижней границы внутренней детали проводят при нивелировании высоты "мертвой" полости резервуара.

10.10.3 Результаты измерений величин J_л, , вносят в протокол, форма которого приведена в приложении А.

10.10.4 Внутренние детали сложной геометрической формы могут быть заменены эквивалентными по объему и расположению или расчленены на более простые. Об этом делают запись в протоколе, форма которого приведена в приложении А.

10.10.5 Внутреннюю деталь в виде змеевика теплообменника (рисунок Б.10) заменяют эквивалентным горизонтально расположенным параллелепипедом с параметрами: длиной L_z, шириной b и высотой d (диаметр трубки змеевика).

10.10.6 Наружный D_н и внутренний D_вн диаметры змеевика измеряют с применением измерительной рулетки с погрешностью до 1 мм.

10.10.7 Наружный диаметр трубки змеевика d измеряют штангенциркулем или измеряют длину окружности трубки змеевика с погрешностью до 1 мм.

10.10.8 Нижнее значение и верхнее измеряют измерительной рулеткой с погрешностью до 1 мм.

10.10.9 Результаты измерений величин D_н, D_вн, d, , , вносят в протокол, форма которого приведена в приложении А.

10.11 Измерения базовой высоты резервуара

10.11.1 Базовую высоту резервуара Н_Б измеряют рулеткой с грузом не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 2 мм.

10.11.2 Результаты измерений базовой высоты Н_Б вносят в протокол, форма которого приведена в приложении А.

10.11.3 Базовую высоту измеряют ежегодно. При изменении базовой высоты по сравнению с ее значением, установленным при поверке резервуара, более чем на 0,1 % проводят внеочередную поверку резервуара.

10.11.4 Результаты ежегодных измерений базовой высоты резервуара оформляют актом, форма которого приведена в ГОСТ 8.570 (приложение Л).

11 Обработка результатов измерений

11.1 Обработку результатов измерений при поверке проводят в соответствии с приложением В.

11.2 Результаты вычислений вносят в журнал, форма которого приведена в приложении Г.

12 Составление градуировочной таблицы

12.1 Градуировочную таблицу составляют, начиная от уровня Н_м.п, соответствующего высоте "мертвой" полости h_м.п, до предельного уровня Н_пр, вычисляя посантиметровую вместимость резервуара V(H)_i, м³, по формуле

,

(9)

где V(H)_i-1 - посантиметровая вместимость резервуара, соответствующая уровню Н_i-1, м³;

L_цi - внутренняя длина окружности i-го пояса, вычисляемая по формуле (В.4), мм;

Н - уровень жидкости в резервуаре, отсчитываемый от точки касания днища грузом рулетки, см;

H_i-1 - уровень жидкости в резервуаре, соответствующий суммарной высоте поясов, см;

- поправка к посантиметровой вместимости резервуара, приходящаяся на 1 см наполнения резервуара, за счет гидростатического давления жидкости при наполнении i-го пояса, вычисляемая по формуле

,

где - вместимость, приходящая на 1 см уровня наполнения, вычисляемая в соответствии с В.9, м³/см;

V_B.Д - объем внутренних деталей, вычисляемый в соответствии с В.10, м³.

Объем внутренних деталей при составлении градуировочной таблицы учитывают от уровня , соответствующего нижней границе внутренней детали , до уровня , соответствующего верхней границе внутренней детали .

Величины , вычисляют по формулам (В.27), (В.28).

Величину H_i-1 вычисляют по формуле

,

(10)

где - степень наклона резервуара, вычисляемая по В.4.1;

f_л - высота точки касания днища грузом рулетки, вычисляемая по формуле (В.13), мм;

h_i - высота i-го пояса, мм;

i - номер пояса, выбираемый из ряда: 2, 3, ..., n;

n - число поясов резервуара;

L_ц - внутренняя длина окружности 1-го пояса, вычисляемая по формуле (В.2), мм;

l_л - величина, измеренная по 10.8, мм;

- угол направления наклона резервуара, вычисляемый по формуле (В.8).

12.2 Предельный уровень Н_пр, см, до которого составляют градуировочную таблицу, вычисляют по формуле

,

(11)

где i - номер пояса, выбираемый из ряда: 2, 3, ..., n;

12.3 Посантиметровую вместимость первого пояса V(H)₁, м³, вычисляют по формуле (В.32).

12.4 В пределах каждого пояса вычисляют коэффициент вместимости, равный вместимости, приходящейся на 1 мм высоты наполнения.

12.5 Градуированную таблицу "мертвой" полости резервуара составляют, начиная от исходной точки до уровня Н_м.п, соответствующего высоте "мертвой" полости резервуара по В.7. При этом вычисляют коэффициент вместимости в пределах каждого изменения уровня жидкости в "мертвой" полости на 1 см.

12.6 При составлении градуировочной таблицы значения вместимости резервуара округляют до 1 дм³.

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

12.8 Результаты расчетов при составлении градуировочной таблицы вносят в журнал, форма которого приведена в приложении Г.

12.9 Обработка результатов измерений может быть проведена ручным способом или с использованием компьютера.

12.10 Результаты измерений должны быть оформлены протоколом поверки резервуара, форма которого приведена в приложении А.

12.10.1 Таблицу А.11 заполняют при наличии неровностей днища.

12.10.2 Таблицы А.14 и А.16 заполняют при наличии внутренних деталей.

12.10.3 Остальные таблицы приложения А подлежат обязательному заполнению.

12.10.4 Протокол поверки является входным документом при расчете градуировочной таблицы на компьютере.

12.11 Основные технические требования к стальным вертикальным цилиндрическим теплоизолированным резервуарам, влияющие на их вместимость, приведены в приложении Д.

13 Оформление результатов поверки

13.1 Результаты поверки резервуара оформляют свидетельством о поверке по форме, установленной национальной (государственной) метрологической службы.

13.2 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.

13.3 Форма титульного листа градуировочной таблицы и форма градуировочной таблицы приведены в приложении Е. Форма акта ежегодных измерений базовой высоты резервуара - в приложении Л (пункт Л.1) ГОСТ 8.570.

13.4 Градуировочные таблицы на резервуары утверждает руководитель организации национальной (государственной) метрологической службы ¹⁾ или руководитель аккредитованной на право поверки метрологической службы юридического лица.

------------------------------

¹⁾_{На территории Российской Федерации органы государственной метрологической службы проходят аккредитацию на право поверки резервуаров.}

------------------------------

Библиография

[1]

ТУ ДКТЦ 4134441.102

Анализатор-течеискатель АНТ-3