WWW.MASH.DOBROTA.BIZ
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - онлайн публикации
 

«(МГС) INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION (ISC) РЕКОМЕНДАЦИИ РМ Г108ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАНДАРТИЗАЦИИ Государственная система обеспечения единства ...»

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

(МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION

(ISC)

РЕКОМЕНДАЦИИ

РМ Г108ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ

СТАНДАРТИЗАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

РЕЗЕРВУАРЫ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫЕ

ВЕРТИКАЛЬНЫЕ

Методика поверки объемным методом (OILMR 71:2008, NEQ) Издание официальное Москва Стандартинформ вязаные скатерти РМГ 108—2011 Предисловие Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандар­ тизации установлены ГОСТ 1.0—92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положе­ ния» и ГОСТ 1.2—2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, приме­ нения, обновления и отмены»

Сведения о рекомендациях 1 РАЗРАБОТАНЫ Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский на­ учно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР») 2 ВНЕСЕНЫ Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии 3 Приняты Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации по пе­ реписке (протокол № 47 от 2 сентября 2011 г.)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны Код страны Сокращенное наименование национального органа по МК (ИСО 3166) 004—97 по МК (ИСО 3166) 004—97 по стандартизации Армения AM Минэкономики Республики Армения Казахстан KZ Госстандарт Республики Казахстан Кыргызстан KG Кыргызстандарт Молдова MD Молдова-Стандарт Российская Федерация Росстандарт RU Таджикистан TJ Т аджикстандарт Украина UA Госпотребстандарт Украины 4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 декабря 2011 г. № 773-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 108—2011 введены в дей­ ствие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2013 г .

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

Степень соответствия — неэквивалентная (NEQ) 6 ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ Информация об изменениях к настоящим рекомендациям публикуется в ежегодно издаваемом указателе «Руководящие документы, рекомендации и правила», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты» .

В случае пересмотра (замены) или отмены настоящих рекомендаций соответствующее уве­ домление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе и тексты раз­ мещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

–  –  –

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Метод п о в е р к и

5 Технические требования

5.1 Требования к погрешности измерений параметров поверочной ж и д ко с ти

5.2 Требования к средствам поверки

6 Требования к организации проведения поверки

7 Требования к квалификации поверителей и требованиябезопасности





8 Условия поверки и подготовка к ней

9 Операции п о в е р ки

10 Проведение поверки резервуара

10.1 Внешний осмотр

10.2 Измерения базовой высоты резервуара

10.3 Измерения высоты «мертвой» полости р езе рвуа р а

10.4 Измерения высоты горловины резервуара

10.5 Проверка герметичности измерительной систем ы

10.6 Измерения вместимости резервуара до исходнойто ч ки

10.7 Измерения вместимости резервуара выше исходной т о ч к и

11 Обработка результатов измерений

12 Оформление результатов по ве р ки

Приложение А (обязательное) Схема измерительной систем ы

Приложение Б (обязательное) Форма протокола поверки резервуара

Приложение В (обязательное) Форма акта измерений базовой высоты резервуара

Приложение Г (обязательное) Обработка результатов измерений приповерке резервуара..............17 Приложение Д (справочное) Форма журнала обработки результатов и зм ер ен и й

Приложение Е (обязательное) Форма титульного листа градуировочной таблицы и форма граду­ ировочной т а б л и ц ы

Приложение Ж (обязательное) Основные технические требования к железобетонным вертикальным резервуарам, влияющие на их вместимость

Библиограф ия

–  –  –

1 Область применения Настоящие рекомендации распространяются на вертикальные железобетонные резервуары (да­ лее — резервуары) номинальной вместимостью от 1000 до 30000 м3, заглубленного расположения, за­ крытые, с кровлей или плавающей крышей, предназначенные для проведения государственных учетных и торговых операций, взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, и устанавливает методи­ ку их первичной и периодической поверок .

2 Нормативные ссылки

В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.0 .

004— 90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопаснос­ ти труда. Общие положения ГОСТ 12.1.005— 88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны ГОСТ 12.2.004— 75 Система стандартов безопасности труда. Машины и механизмы специальные для трубопроводного строительства. Требования безопасности ГОСТ 12.4.099— 80 Комбинезоны женские для защиты от нетоксичной пыли, механических возде­ йствий и общих производственных загрязнений. Технические условия ГОСТ 12.4.100— 80 Комбинезоны мужские для защиты от нетоксичной пыли, механических возде­ йствий и общих производственных загрязнений. Технические условия ГОСТ 12.4.137— 84 Обувь специальная кожаная для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия ГОСТ 166— 89 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 3900— 85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности ГОСТ 7502— 98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия ГОСТ 18481— 81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия ГОСТ 27574— 87 Костюмы женские для защиты от общих производственных загрязнений и меха­ нических воздействий. Технические условия ГОСТ 27575— 87 Костюмы мужские для защиты от общих производственных загрязнений и меха­ нических воздействий. Технические условия ГОСТ 28498— 90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний

Издание официальное РМГ 108—2011

ГОСТ 30852.11— 2002 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация сме­ сей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минималь­ ным воспламеняющим токам П р и м е ч а н и е — При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационно­ му указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соот­ ветствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться за­ меняющим (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 вертикальный железобетонный: Стационарная мера вместимости с кровлей или плавающей крышей, с индивидуальной градуировочной таблицей, предназначенная для хранения нефти и измерений ее 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 метрологически­ ми службами юридических лиц с целью определения вместимости и градуировки резервуара, составле­ ния и утверждения градуировочной таблицы, установления пригодности резервуара к применению при выпуске его из производства, после капитального ремонта и при эксплуатации .

3.3 градуировочная таблица: Зависимость вместимости от уровня наполнения резервуара при нормированном значении температуры, равной 20 °С .

П р и м е ч а н и е — Таблицу прилагают к свидетельству о поверке резервуара и применяют для определе­ ния объема нефти в нем .

3.4 градуировка резервуара: Операция поверки по установлению зависимости вместимости ре­ зервуара от уровня его наполнения с целью составления градуировочной таблицы .

3.5 вместимость резервуара: Внутренний объем резервуара, который может быть наполнен нефтью до определенного уровня .

3.6 номинальная вместимость резервуара: Вместимость резервуара, соответствующая пре­ дельному уровню его наполнения, установленная нормативным документом для конкретного типа или в приложении Д настоящей рекомендации .

3.7 действительная (фактическая) полная вместимость резервуара: Вместимость резервуа­ ра, соответствующая предельному уровню его наполнения, установленная при его поверке .

3.8 посантиметровая вместимость резервуара: Вместимость резервуара, соответствующая уровню налитых в него доз поверочной жидкости, приходящихся на 1 см высоты наполнения .

3.9 дозовая вместимость резервуара: Вместимость резервуара, соответствующая уровню на­ литых в него доз поверочной жидкости .

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

3.11 точка касания днища грузом рулетки: Точка на днище резервуара или на опорной плите (при наличии), которой касается груз измерительной рулетки при измерениях базовой высоты резервуа­ ра и от которой проводят измерения уровня нефти с применением измерительной рулетки с грузом и воды при эксплуатации резервуара .

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

3.13 минимально допускаемый начальный уровень: Уровень нефти в резервуаре, отсчитыва­ емый от точки касания днища грузом рулетки до определенного уровня .

П р и м е ч а н и е — Значение минимально допускаемого начального уровня устанавливают при проведении первичной и периодической поверок резервуара из условия отсутствия неразмываемых парафинистых отложений выше этого уровня. Это значение должно быть не менее уровня, соответствующего высоте «мертвой» полости (при отсутствии плавающей крыши). При наличии плавающей крыши за значение минимально допускаемого начального уровня принимают уровень всплытия плавающей крыши .

РМГ 108— 2011

3.14 исходная точка: Точка, расположенная на высоте, соответствующей минимально допускае­ мому начальному уровню, от которой измеряют уровень нефти с применением уровнемера при эксплуа­ тации резервуара. Она является начальной точкой при составлении градуировочной таблицы .

3.15 уровень нефти (высота наполнения): Расстояние по вертикали между свободной повер­ хностью нефти, находящейся в резервуаре, и точкой касания днища грузом рулетки или исходной точкой .

3.16 «мертвая» полость резервуара: Нижняя часть резервуара, из которой нельзя выбрать нефть, используя расходную трубу или приемо-раздаточный патрубок .

3.17 «неучтенный» объем нефти: Объем нефти, находящейся в резервуаре ниже исходной точки .

3.18 плавающая крыша: Плавающая крыша, находящаяся внутри резервуара на поверхности нефти, предназначенная для сокращения потерь ее от испарения и исключения возможности возникно­ вения взрыва и пожара .

3.19 поверочная жидкость: Нефть, применяемая в качестве поверочной жидкости, которая дол­ жна соответствовать требованиям 8.1.6, 8.1.7 настоящих рекомендаций .

3.20 объемный динамический метод поверки резервуара: Метод поверки, заключающийся в определении вместимости резервуара путем непрерывного наполнения его поверочной жидкостью и одновременных измерениях уровня, объема и температуры поверочной жидкости для каждого измене­ ния уровня на 1 см (10 мм) .

3.21 объемный статический метод поверки резервуара: Метод поверки, заключающийся в определении вместимости резервуара путем наполнения его отдельными дозами поверочной жидкости и одновременных измерениях уровня, объема и температуры поверочной жидкости для каждого изме­ нения уровня в пределах от 10 до 100 мм .

3.22 государственные учетные и торговые операции, взаимные расчеты между постав­ щиком и потребителем: Операции, проводимые между поставщиком и потребителем, заключаю­ щиеся в определении объема или массы нефти для последующих учетных операций, а также при арбитраже .

3.23 учет нефти при хранении: Операция, проводимая на предприятии, заключающаяся в опре­ делении объема и массы нефти для последующих учетных операций .

4 Метод поверки

4.1 Поверку резервуара проводят объемным динамическим или объемным статическим методом .

Допускается комбинация динамического и статического методов поверки .

4.2 При объемном методе поверки резервуара его вместимость определяют путем непосре­ дственных измерений уровня поверочной жидкости, поступившей в резервуар, с одновременными изме­ рениями ее температуры и объема, соответствующих измеренному уровню жидкости .

4.3 Вместимость резервуара определяют при проведении:

- первичной поверки, начиная с точки касания днища грузом рулетки;

- периодической поверки, начиная с исходной точки .

5 Технические требования

5.1 Требования к погрешности измерений параметров поверочной жидкости 5.1.1 Пределы допускаемой погрешности измерений параметров поверочной жидкости (да­ лее — жидкости) приведены в таблице 1 .

–  –  –

5.1.2 Относительная погрешность определения вместимости (градуировочной таблицы) должна быть в пределах + 0,2 % .

5.2 Требования к средствам поверки 5.2.1 При поверке резервуара применяют следующие средства поверки и вспомогательное обору­ дование:

5.2.1.1 Рабочий эталонный уровнемер 2-го разряда (далее — уровнемер) с диапазоном измере­ ний уровня от 0 до 15 м и пределами допускаемой абсолютной погрешности + 1 мм, зарегистрированный в государственном реестре средств измерений .

5.2.1.2 Поверочную установку «Поток-1» с диапазоном расхода от 200 до 1200 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,1 % по [1] .

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

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

5.2.1.5 Манометр класса точности 0,6 по ГОСТ 2405 .

5.2.1.6 Рулетку измерительную с грузом 2-го класса точности с верхним пределом измерений 10 или 20 м по ГОСТ 7502 .

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

5.2.1.8 Секундомер с пределами допускаемой абсолютной погрешности + 0,001 с по [2] .

5.2.1.9 Линейку измерительную металлическую с диапазоном измерений от 0 до 500 мм по ГОСТ 427 или штангенциркуль с диапазоном от 0 до 250 мм по ГОСТ 166 .

5.2.1.10 Анализатор-течеискатель АНТ-2М с основной погрешностью + 25 % по [3] .

5.2.1.11 Вспомогательное оборудование:

- задвижки;

- фильтр;

- напорно-всасывающие рукава;

- вторичная аппаратура;

- силовые кабели;

- контрольные кабели;

- печатающее устройство .

5.2.2 Основные средства поверки резервуара поверяют в установленном порядке .

5.2.3 Допускается применение других, вновь разработанных или находящихся в эксплуатации, средств поверки (в том числе других поверочных установок), удовлетворяющих по точности и пределам измерений требованиям настоящих рекомендаций .

6 Требования к организации проведения поверки

6.1 Резервуары подлежат поверке организациями национальной (государственной) метрологичес­ кой службы1) или аккредитованными на право поверки метрологическими службами юридических лиц .

6.2 Устанавливают следующие виды поверок резервуара:

а) первичную, которую проводят перед вводом резервуара в эксплуацию и после капитального ре­ монта;

б) периодическую, которую проводят по истечении срока действия свидетельства о поверке и при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость .

Первичную поверку проводят после гидравлических испытаний резервуара .

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 величин при поверке резервуара проводит группа лиц, включающая в себя повери­ теля организации, указанной в 6.1, и не менее двух специалистов, прошедших курсы повышения квали­ фикации, и других лиц (при необходимости), прошедших инструктаж по безопасности труда по ГОСТ 12.0 .

004 и аттестованных в области промышленной безопасности в установленном порядке2) .

–  –  –

7.3 Лица, проводящие поверку резервуара, надевают спецодежду:

- женщины — костюмы по ГОСТ 27574 или комбинезоны по ГОСТ 12.4.099 и спецобувь по ГОСТ 12.4.137;

- мужчины — костюмы по ГОСТ 27575 или комбинезоны по ГОСТ 12.4.100 и спецобувь по ГОСТ 12.4.137 .

7.4 Наружные лестницы с поручнями и подножками, а также помосты с ограждениями (при их наличии) должны быть исправны. Помосты и ступеньки наружных лестниц изготовлены из рифленой стали .

7.5 Перед началом поверки резервуара проверяют:

- исправность лестниц и помостов;

- заземление поверочной установки .

7.6 Базовую высоту резервуара и уровень жидкости с применением измерительной рулетки с гру­ зом измеряют через измерительный люк. Избыточное давление в газовом пространстве резервуара равно нулю .

После измерений крышку измерительного люка плотно закрывают .

7.7 Средства, применяемые при поверке резервуара, должны быть во взрывозащищенном испол­ нении для группы взрывоопасных смесей категории IIA-T3 по ГОСТ 30852.111и предназначены для экс­ плуатации на открытом воздухе .

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

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

7.10 Измерения параметров при проведении поверки резервуара во время грозы категорически запрещены .

8 Условия поверки и подготовка к ней

8.1 При поверке соблюдают следующие условия:

8.1.1 Температура окружающего воздуха: от минус 10 °С до плюс 35 °С .

8.1.2 Температура жидкости: от 0 °С до плюс 35 °С .

8.1.3 Состояние погоды: без осадков .

8.1.4 Изменение температуры жидкости в поверяемом резервуаре и счетчике жидкости установ­ ки: не более 0,5 °С .

8.1.5 При невыполнении требования 8.1.4 вводят температурные поправки на объем жидкости, измеренный при каждом изменении ее температуры в резервуаре и счетчике жидкости на 0,5 °С .

8.1.6 Значение вязкости жидкости не должно превышать нормированных пределов диапазона из­ менений, предусмотренного для применяемой поверочной установки .

8.1.7 Значение расхода жидкости не должно превышать нормированных пределов диапазона из­ менений для применяемой поверочной установки. При этом относительное изменение расхода жидкос­ ти в процессе поверки не должно превышать 2 % .

В случае изменения нормированного диапазона изменений расхода применяют соответствующий новому диапазону коэффициент преобразования счетчика жидкости .

8.1.8 Должна быть исключена возможность попадания воздуха в измерительную систему, собран­ ную для поверки резервуара, после наполнения ее жидкостью .

8.1.9 Процесс определения вместимости резервуара при его поверке — непрерывный (без дли­ тельных перерывов, приводящих к изменению объема и уровня жидкости в резервуаре), начиная с ис­ ходной точки или с точки касания днища грузом рулетки по 4.3 до предельного уровня, соответствующего полной вместимости резервуара .

8.1.10 Скорость изменения уровня жидкости в резервуаре в процессе его поверки — не более 0,3 мм/с .

8.1.11 Резервуар должен быть освобожден от хранимой жидкости полностью при первичной по­ верке резервуара и до исходной точки — при периодической поверке .

8.2 При подготовке резервуара к поверке проводят следующие работы:

8.2.1 Изучают техническую документацию на резервуар и средства поверки .

1) ' На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51330.11— 99 .

РМГ 108— 2011 8.2.2 Подготавливают средства поверки к работе согласно технической документации на них, утвержденной в установленном порядке .

8.2.3 Проводят сборку измерительной системы по схеме, приведенной на рисунке А.1, в такой по­ следовательности:

8.2.3.1 Рукав 12 подсоединяют к фланцу задвижки 13 технологического трубопровода 14 и фи­ льтру 11] 8.2.3.2 Рукав 15 подсоединяют к фланцу задвижки 5 системы размыва резервуара и дросселю 7 .

8.2.4 Поверочную жидкость при поверке резервуара (см. рисунок А.1, приложение А) подают в счетчик жидкости установки из технологического трубопровода через специальную задвижку 13. Пове­ рочная жидкость может быть подана с помощью насоса. В этом случае к фильтру 11 подсоединяют на­ порную линию насоса и подача поверочной жидкости в поверяемый резервуар осуществляется из приемного резервуара с помощью насоса (насос и приемный резервуар на рисунке А.1 не показаны) .

9 Операции поверки

9.1 Вместимость резервуара при поверке измеряют объемным методом, приведенным в разделе 4 .

9.2 При поверке резервуара выполняют операции, указанные в таблице 2 .

–  –  –

10 Проведение поверки резервуара

10.1 Внешний осмотр 10.1.1 Проверяют состояние внутренней поверхности резервуара (отсутствие остатков жидкости, посторонних предметов) .

10.2 Измерения базовой высоты резервуара 10.2.1 Базовую высоту резервуара НБ измеряют измерительной рулеткой с грузом не менее пяти раз .

При наличии сомнительных результатов измерений исключают их в такой последовательности:

а) определяют среднеарифметическое значение базовой высоты НБ, мм, по формуле

–  –  –

где НБ!— результат /'-го измерения базовой высоты, мм;

п — число измерений базовой высоты;

б) проводят оценку среднеквадратического отклонения базовой высоты Sk, мм, по формуле

–  –  –

где НБ — сомнительное значение базовой высоты HEj .

, Предельные значения параметра vnp при доверительной вероятности 0,95 приведены в таблице 3 .

–  –  –

1,46 1,67 1,15 1,82 1,94 2,03 2,11 2,18 При выполнении условия Значение HEi считают грубым промахом и отбрасывают .

10.2.2 Базовую высоту резервуара с плавающей крышей измеряют при нижнем положении плава­ ющей крыши .

10.2.3 Результаты измерений базовой высоты НБ( вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б .

10.2.4 Базовую высоту резервуара измеряют ежегодно .

10.2.4.1 Относительное изменение базовой высоты резервуара с плавающей крышей или без нее при ежегодных ее измерениях — не более 0,1 % .

10.2.4.2 Относительное изменение базовой высоты 8НБ, %, вычисляют по формулам:

- для резервуара с плавающей крышей 8Н ’, %, Б

–  –  –

где (НБ)К— базовая высота, определенная при ежегодных измерениях, мм;

(НБ)П— базовая высота, установленная при поверке резервуара, мм;

Л® — верхнее положение плавающей крыши, мм .

10.2.4.3 При невыполнении требования 10.2.4.1 устанавливают причину (отложение грязи, твер­ дых веществ и др.). При невозможности устранения причин определяют новое значение базовой высоты в соответствии с 10.2.1 .

10.2.4.4 Результаты ежегодных измерений базовой высоты резервуара (при относительном измене­ нии базовой высоты более чем на 0,1 %) оформляют актом, форма которого приведена в приложении В .

10.3 Измерения высоты «мертвой» полости резервуара 10.3.1 Высоту «мертвой» полости Лм п (расстояние по вертикали от днища резервуара до прием­ но-раздаточного патрубка) измеряют измерительной рулеткой с грузом или штангенциркулем (линей­ кой) от днища резервуара до нижней точки приемно-раздаточного патрубка 16 (рисунок А. 1, приложение

А) не менее двух раз. Их показания отсчитывают с погрешностью + 1 мм .

10.3.2 По результатам измерений Лмп устанавливают значение минимального допускаемого на­ чального уровня Нм п в соответствии с 3.13 .

Расхождение между результатами двух измерений — не более 2 мм .

10.3.3 Результаты измерений /?м п вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б .

РМГ 108— 2011

10.4 Измерения высоты горловины резервуара 10.4.1 Высоту горловины hv измеряют штангенциркулем или линейкой не менее пяти раз. Показа­ ние штангенциркуля или линейки отсчитывают с погрешностью + 1 мм. При наличии грубых промахов их исключают в порядке, изложенном в 10.2.1 .

10.4.2 Результаты измерений hr вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б .

10.5 Проверка герметичности измерительной системы 10.5.1 Открывают задвижку 13 (рисунок А.1, приложение А) и наполняют измерительную систему поверочной жидкостью, удаляют из нее воздух и испытывают ее на герметичность под рабочим давлени­ ем. При этом задвижка 5 должна быть закрытой .

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

10.5.2 При обнаружении течи (каплепадений) или влаги в измерительной системе поверку резер­ вуара прекращают и после устранения негерметичности продолжают или повторяют в случае измене­ ния уровня жидкости более чем на 1 мм .

10.6 Измерения вместимости резервуара до исходной точки 10.6.1 Измерения вместимости резервуара проводят в пределах минимального допускаемого уровня .

10.6.2 Устанавливают уровнемер 2 на резервуаре .

10.6.3 Включают измерительную систему (рисунок А.1, приложение А) и устанавливают указатели шкал счетчика жидкости 8 и уровнемера 2 на нулевую отметку .

10.6.4 Измеряют расход поверочной жидкости в такой последовательности (рисунок А.1, приложе­ ние А):

- открывают задвижки 5 и 13 и одновременно фиксируют показания счетчика жидкости 8 и секун­ домера;

- после того как число импульсов, зарегистрированное счетчиком импульсов, составит не менее 5000 импульсов, выключают секундомер и одновременно фиксируют показания счетчика импульсов, счетчика уровнемера (в случае его срабатывания) и закрывают задвижку 5 .

Расход поверочной жидкости Q, м3/ч, через счетчик жидкости вычисляют по формуле

–  –  –

где Nq — показание счетчика жидкости, имп.;

т — время, определяемое по секундомеру, с;

К — коэффициент преобразования счетчика жидкости, значение которого приведено в таблице Б.9 (приложение Б), имп./м3 .

Расход поверочной жидкости, рассчитанный по формуле (6), должен соответствовать номинально­ му расходу счетчика жидкости, значение которого приведено в таблице Б.9 (приложение Б). Если это условие не выполняется, то с помощью дросселя 7 (рисунок А.1, приложение А) изменяют расход пове­ рочной жидкости, проходящей через счетчик жидкости .

10.6.5 Вместимость резервуара измеряют в такой последовательности (рисунок А.1, прило­ жение А):

а) устанавливают измеритель температуры 3 (при его наличии) на резервуаре 1 в соответствии с технической документацией на измеритель температуры;

б) открывают задвижку 5;

в) наполняют резервуар жидкостью до минимально допускаемого начального уровня (Нмп), изме­ ряемого от точки касания днища грузом рулетки;

г) закрывают задвижку 5 и фиксируют показания счетчика жидкости 8 (А/0), манометра 9 (Р0) и из­ мерителя температуры 3 (Тр)0 (при наличии);

д) измеряют уровень жидкости в резервуаре (Нмп) измерительной рулеткой с грузом не менее пяти раз. Показание рулетки отсчитывают с погрешностью + 1 мм. При наличии сомнительных результа­ тов измерений исключают их в порядке, изложенном в 10.2.1;

РМГ 108— 2011

е) отбирают пробу из резервуара переносным пробоотборником по ГОСТ 2517 и измеряют плот­ ность жидкости р0 в пробоотборнике в соответствии с ГОСТ 3900. Значение плотности жидкости использу­ ют для определения ее коэффициента объемного расширения, необходимого при расчете температурной поправки на посантиметровую вместимость резервуара .

10.6.6 При отсутствии измерителя температуры 3 на резервуаре измеряют температуру жидкости в пробоотборнике (Г )0 в такой последовательности:

- термометр погружают в жидкость, находящуюся в пробоотборнике, на глубину, указанную в тех­ ническом паспорте на данный термометр;

- выдерживают термометр в пробе от 1 до 3 минут до принятия столбиком ртути постоянного поло­ жения;

- не вынимая термометра из жидкости, отсчитывают по нему температуру с погрешностью + 0,1 °С .

10.6.7 Результаты измерений (Л/0), р0, (Нм п), (Гр)0 вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б .

10.7 Измерения вместимости резервуара выше исходной точки 10.7.1 При проведении только периодической поверки резервуара предварительно выполняют операции в такой последовательности:

- резервуар опорожняют до минимально допускаемого начального уровня;

- проводят системой размыва осадка резервуара размыв твердых парафинистых отложений в со­ ответствии с технической документацией на резервуар;

- откачивают жидкость (нефть) из резервуара до минимально допускаемого начального уровня;

- измеряют уровень жидкости (Нм п) измерительной рулеткой с грузом в соответствии с перечисле­ нием д) 10.6.5;

- фиксируют показание измерителя температуры 3 (при наличии) (рисунок А.1, приложение А);

- отбирают пробу из резервуара переносным пробоотборником по ГОСТ 2517 и измеряют плот­ ность жидкости р0 в пробоотборнике в соответствии с ГОСТ 3900 .

10.7.2 При отсутствии измерителя температуры 3 на резервуаре температуру жидкости (нефти) измеряют в соответствии с 10.6.6 .

10.7.3 Результаты измерений величин (Нм п), р0, (Гр)0 вносят в протокол, форма которого приведе­ на в приложении Б .

10.7.4 Измерения вместимости резервуара выше исходной точки при первичной и периодической поверках проводят статическим или динамическим методом при номинальном расходе поверочной жид­ кости, установленном по 10.6.4. Вместимость резервуара измеряют при номинальном расходе повероч­ ной жидкости до уровня, соответствующего полной вместимости резервуара .

10.7.5 При статическом методе поверки резервуар наполняют отдельными дозами поверочной жидкости, соответствующими изменению уровня на 100 мм. Регистрацию результатов измерений объе­ ма, уровня, температуры (в резервуаре и трубопроводе), давления поверочной жидкости проводят по­ сле прекращения подачи поверочной жидкости в резервуар через каждое изменение ее уровня на 100 мм .

10.7.6 При динамическом методе поверки резервуара регистрацию результатов измерений пара­ метров, указанныхв 10.7.5, проводят через каждое изменение уровня в резервуаре на 10 мм (не прекра­ щая подачу поверочной жидкости в резервуар) .

10.7.7 Вместимость резервуара при статическом методе поверки измеряют в такой последова­ тельности (рисунок А.1, приложение А):

а) открывают задвижку 5;

б) подают из технологического трубопровода 14 через счетчик жидкости 8 поверочную жидкость в поверяемый резервуар 1, наполняя его дозами жидкости до появления на дисплее уровнемера 2 значе­ ния 100 мм;

в) закрывают задвижку 5;

г) снимают показания манометра 9, счетчика жидкости 8, термометра (измерителя температуры) 6, измерителя температуры 3 (при наличии) .

Выполняя последовательно операции по перечислениям а)— г), наполняют резервуар второй, третьей и последующими дозами поверочной жидкости и фиксируют показания: уровнемера 2 (Ну), счет­ чика жидкости 8 (Nj), манометра 9 (Ру), термометра (измерителя температуры) 6 (Гт)у измерителя темпе­

-, ратуры 3 (Г ) после поступления каждой поверочной дозы в резервуар .

РМГ 108—2011 10.7.8 Вместимость резервуара при динамическом методе поверки измеряют в такой последова­ тельности:

а) открывают задвижку 5;

б) подают поверочную жидкость через счетчик жидкости в резервуар;

в) фиксируют показания: счетчика жидкости (Nj), уровнемера (Н), измерителей температур (Тр)у и ( Tt)j, манометра Ручерез каждое изменение уровня жидкости в резервуаре на 10 мм (не прекращая пода­ чу поверочной жидкости в резервуар) .

10.7.9 При невозможности измерений средней температуры поверочной жидкости в резервуаре с помощью измерителя температуры допускается определять среднюю температуру по результатам из­ мерений температур жидкости в точечных пробах, отобранных по ГОСТ 2517 и в соответствии с 10.6.6 через каждое изменение уровня жидкости в резервуаре на 1000 мм .

10.7.10 Результаты измерений величин Р-, Ну, Л ( Г )., (Тт)упо 10.7.7,10.7.8 вносят в протокол, фор­ /у, ма которого приведена в приложении Б .

11 Обработка результатов измерений

11.1 Обработку результатов измерений при поверке резервуара проводят в соответствии с прило­ жением Г .

11.2 Градуировочную таблицу составляют, суммируя последовательно (начиная с исходной точки) вместимости, приходящиеся на 1 см наполнения резервуара поверочной жидкостью .

11.3 Посантиметровую вместимость резервуара V), м3, соответствующую уровню при составле­ нии градуировочной таблицы вычисляют по формуле

–  –  –

11.6 При составлении градуировочной таблицы значения вместимости резервуара, в м3, округля­ ют до третьего знака после запятой .

11.7 Определяют коэффициент вместимости 0,., м3/мм, в пределах каждого шага (изменения уров­ ня наполнения резервуара на 1 см), по формуле

–  –  –

где V), — вместимости резервуара, соответствующие уровням Н(/Ч), вычисляемые по формуле (7) .

11.8 Значения посантиметровой вместимости резервуара, указанные в градуировочной таблице, соответствуют температуре стенки резервуара 20 °С. За значение температуры стенки резервуара при­ нимают температуру поверочной жидкости .

11.9 Обработка результатов измерений может быть проведена ручным способом или с использо­ ванием ЭВМ .

11.10 Результаты измерений оформляют протоколом поверки .

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

12 Оформление результатов поверки

12.1 Результаты поверки резервуара оформляют свидетельством о поверке по форме, установ­ ленной национальной (государственной) метрологической службой .

12.2 К свидетельству о поверке прилагают:

а) градуировочную таблицу;

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

в) эскиз резервуара;

г) журнал обработки результатов измерений при поверке (только при обработке результатов изме­ рений ручным способом). Форма журнала обработки результатов измерений приведена в приложении Д;

д) акт измерений базовой высоты (прикладывают ежегодно по результатам измерений базовой высоты) .

12.3 Форма титульного листа градуировочной таблицы и форма градуировочной таблицы приве­ дены в приложении Е .

Форма протокола поверки резервуара приведена в приложении Б .

Форма акта измерений базовой высоты резервуара при ее ежегодных измерениях по 10.2.4 приве­ дена в приложении В .

Протокол поверки подписывают поверитель и лица, принявшие участие в проведении измерений параметров резервуара .

Титульный лист и последнюю страницу градуировочной таблицы подписывает поверитель. Под­ пись поверителя заверяют оттиском поверительного клейма, печати (штампа) .

12.4 Документы, указанные в 12.2, пронумеровывают сквозной нумерацией, прошнуровывают, концы шнурка приклеивают к последнему листу и на месте наклейки наносят оттиск поверительного клейма, печати (штампа) .

12.5 Градуировочные таблицы на резервуары утверждает руководитель организации националь­ ной (государственной) метрологической службы или руководитель метрологической службы юридичес­ кого лица, аккредитованных на право проведения поверки .

12.6 Основные технические требования к железобетонным вертикальным резервуарам, влияю­ щие на их вместимости, приведены в приложении Ж .

Примечания 1 Значение а р при отсутствии точных данных принимают равным 9,7 5 -1 0-6 1/°С .

2 Значение a s принимают равным 12,5 - 1СГ6 1/°С .

Таблица Б.6 — Параметры (начальные) поверочной жидкости

–  –  –

___________________________________ №__________ тип резервуара, номинальная вместимость при температуре окружающего воздуха________ °С .

Результаты измерений представлены в таблице 1 .

–  –  –

Относительное изменение базовой высоты резервуара 8НБ, %, вычисляют по формуле (4) или (5) настоящих рекомендаций .

Вывод. Требуется определение нового значения базовой высоты резервуара .

–  –  –

(Г.З) Г.3.2 Минимально допускаемый начальный уровень Нын, мм, вычисляют по формуле

–  –  –

Г.4 Результаты вычислений НБ, hu n, hv Нын вносят в журнал, форма которого приведена в приложении Д .

Г.5 Вычисление предельного уровня градуировки резервуара

Г.5.1 Предельный уровень градуировки резервуара Нпр, мм, вычисляют:

а) для резервуара без плавающей крыши

–  –  –

где НБ — базовая высота резервуара, вычисляемая по формуле (Г.1), мм;

hT— высота горловины, вычисляемая по формуле (Г.З), мм;

Н„ н — минимально допускаемый начальный уровень, мм. Его значение определяют по формуле (Г.4);

— верхнее положение плавающей крыши, мм. Его значение принимают по технолотческой документации на резервуар .

Г.5.2 Результат вычисления Нпр вносят в журнал, форма которого приведена в приложении Д .

Г.6 Вычисление средней температуры жидкости в резервуаре Г.6.1 Среднюю температуру жидкости в резервуаре при поступлении в него j -й дозы (Гр)у, °С, вычисляют по формуле

–  –  –

Г.7 Вычисление плотности жидкости в резервуаре Г.7.1 Плотность жидкости в резервуаре после поступления в негоу-й дозы, ру, кг/м3, вычисляют по формуле

–  –  –

где ру-1 — коэффициент объемного расширения жидкости, 1/°С. Его значение для нефти принимают по табли­ це Г.1;

(7р)у, (Т'р)у_1 — средние температуры жидкости в резервуаре, измеренные после поступления в него у-й и (/ —1)-й доз жидкости, вычисленные по формуле (Г.7), °С .

Значения коэффициента объемного расширения р для нефти приведены в таблице Г.1 Таблица Г.1 — Коэффициент объемного расширения нефти

–  –  –

830— 834,9 0,887 0,886 0,884 0,884 0,883 0,881 0,879 0,877 0,876 835— 839,9 0,875 0,874 0,872 0,872 0,871 0,868 0,867 0,865 0,863 840— 844,9 0,864 0,863 0,861 0,860 0,858 0,856 0,855 0,853 0,851 845— 849,9 0,855 0,854 0,832 0,851 0,848 0,847 0,845 0,843 0,842 850— 854,9 0,846 0,845 0,843 0,842 0,839 0,838 0,836 0,834 0,833 855— 859,9 0,836 0,835 0,833 0,832 0,830 0,829 0,827 0,825 0,823 860— 864,9 0,826 0,825 0,824 0,822 0,821 0,820 0,818 0,816 0,814 865— 869,9 0,817 0,815 0,814 0,813 0,811 0,810 0,808 0,807 0,805 870— 874,9 0,808 0,806 0,805 0,804 0,802 0,800 0,799 0,798 0,796 875— 879,9 0,799 0,797 0,796 0,794 0,793 0,792 0,790 0,789 0,787 0,778 880— 884,9 0,790 0,788 0,786 0,785 0,784 0,783 0,782 0,780 0,770 885— 889,9 0,781 0,779 0,777 0,776 0,775 0,774 0,773 0,772 0,762 890— 894,9 0,772 0,771 0,769 0,768 0,766 0,765 0,764 0,763 0,748 895— 899,9 0,757 0,756 0,754 0,753 0,752 0,751 0,750 0,749 0,734 900— 909,9 0,742 0,741 0,740 0,739 0,738 0,737 0,736 0,735 0,719 910— 919,9 0,727 0,726 0,725 0,724 0,723 0,722 0,721 0,720 0,703 920— 929,9 0,711 0,710 0,709 0,708 0,707 0,706 0,705 0,704 0,688 930— 939,9 0,696 0,695 0,694 0,693 0,692 0,691 0,690 0,689

–  –  –

где Л Nj-i — показания счетчика жидкости, имп.;

/у, К — коэффициент преобразования счетчика жидкости, имп./м3 .

Г.8.2 Объем налитой в резервуар у-й дозы жидкости (Д\/р)у, м3, соответствующий изменению уровня жидкости в резервуаре на:

- 10 мм — при динамическом методе поверки,

- 100 мм — при статическом методе поверки вычисляют по формуле

–  –  –

РМГ 108—2011 где {AVc) j— объем j- й дозы, вычисляемый по формуле (Г.9);

Ру— коэффициент объемного расширения жидкости, 1/°С. Его значение принимают в соответствии с Г.7.1;

(Tp) j— температура жидкости в резервуаре после поступления в него j- й дозы жидкости, °С;

(7т)у—температура j- й дозы в трубопроводе, °С;

у — коэффициент сжимаемости жидкости, 1/МПа. Его значение для нефти принимают равным 0,9 • Ю^31/МПа;

P j— избыточное давление жидкости в счетчике жидкости, МПа .

Г.8.3 Объем налитой в резервуар начальной дозы жидкости, соответствующий минимально допускаемому начальному уровню (ДУр)0, м3, вычисляют по формуле

–  –  –

где (Д\/с)0 — объем начальной дозы, вычисляемый по формуле (Г.9) при Nj = No, Nj = 0, м3;

р0 — избыточное давление жидкости, измеренное по 10.6.5. При проведении периодической поверки ре­ зервуара значение ро принимают равным нулю .

Г.8.4 Если выполняются условия

–  –  –

то объемы доз жидкости вычисляют по формулам (Г.10) и (Г.11) без поправок на температуру и давление .

Г.9 Вычисление температур жидкости в резервуаре по результатам измерений температур суммар­ ных доз жидкости Г.9.1 Дозы жидкости (Д \/с)0, ( Д ^ )^ (AVc)2,..., {AV°)v, суммарный объем которых соответствует уровню, равно­ му 1000 мм, имеют одинаковую температуру, равную температуре (Г Д, °С, измеренной в пробе в соответствии с 10.6.6 .

Г.9.2 Температуры жидкости в резервуаре в пределах объема первой суммарной дозы жидкости, соотве­ тствующего уровню, равному 1000 мм, вычисляют по формулам

–  –  –

где (Гр)0 — температура жидкости, измеренная в соответствии с 10.6.6;

(Г Д, (Г )2, (Тр) — температуры жидкости в резервуаре при поступлении в него (Д Д Д (ДХ/р)2,..., (Д\/Р)у_1 доз;

ДГ, — среднее температурное изменение, приходящееся на каждую дозу жидкости в пределах уровня равного 1000 мм, °С, вычисляют по формуле

–  –  –

где (Tp)v — температура жидкости в резервуаре при поступлении в него дозы (ДЦф, °С. За ее значение принимают температуру жидкости в резервуаре, измеренную в пробе в соответствии с 10.6.6 .

Г.9.3 Температуры жидкости в резервуаре в пределах объема первой и второй суммарных доз жидкости, со­ ответствующего уровню 2000 мм, вычисляют по формулам

–  –  –

где к — число налитых в резервуар доз жидкости;

j — номер налитой дозы, выбирают из ряда 0, 1,2..... к, РМГ 108—2011 (ДV )j — объем j- й дозы, вычисляемый по формулам (Г.10), (Г.11), м3;

(Тр)к — температура жидкости в резервуаре при наливе в него к доз, °С;

(7"р)у — температура жидкости в резервуаре при наливе в него j- й дозы, °С;

(Тс )к — температура стенки резервуара, принимаемая равной температуре жидкости (Гр)*;

т Р — коэффициент объемного расширения жидкости, 1/°С;

у а — коэффициент линейного расширения материала (железобетона) резервуара. Его значение принимают равным 9,75 - К Г 6 1/°С;

a s — коэффициент линейного расширения материала (нержавеющей стали) гибкой связи уровнемера. Его зна­ чение принимают равным 12,5 • 1СГ6 1/°С .

Г.10.1.1 Значение к в формуле (Г.16) принимают:

к = 0 — при наливе дозы (Д \/р)0, объем которой соответствует минимально допускаемому начальному уровню (исходной точке);

к = 1 — при наливе дозы (A\Zp).,;

к = 2 — при наливе дозы (AVp)2;

и т. д. до предельного уровня, вычисляемого по формуле (Г.5) или по формуле (Г.6) .

Г.10.2 При невозможности измерений средней температуры жидкости в резервуаре после налива в него каж­ дой дозы дозовые вместимости резервуара вычисляют при наполнении резервуара:

- до уровня, равного 1000 мм, Vu, м3, по формуле

–  –  –

где Vo* — объем жидкости в резервуаре, вычисляемый по формуле (Г.17) без учета температурного расширения материала резервуара при значении к, равном v .

Температуры (Tp)v+1, (Tp)v+2,..., (Тр)тИ вычисляют по формуле (Г.14) .

Значения к принимают равными v + 1, v + 2,..., m;

- до уровня, равного 3000 мм, и последующие дозовые вместимости резервуара вычисляют по формулам, аналогичным приведенным выше .

Г.10.3 Температурные поправки не учитывают в формулах (Г.16), (Г.17), (Г.18), если выполняются условия (для нефти):

Г.10.4 Результаты вычислений по формуле (Г.16) или по формулам (Г.17), (Г.18) вносят в журнал, форма ко­ торого приведена в приложении Д .

РМГ 108—2011

–  –  –

1) Оформляют только при обработке результатов измерений ручным способом .

1 225,343 0,921 2 234,550 2,642 3 260,966 2,700 4 263,666

–  –  –

Организация__________________________________________________________________________________

Относительная погрешность определения вместимости_____________________________________________

Участок ниже исходной точки для государственных учетных и торговых операций с нефтью и нефтепродукта­ ми, взаимных расчетов между поставщиком и потребителем не используется .

–  –  –

РМ Г 108— 2011 Е.2 Форма градуировочной таблицы О р га н и за ц и я ___________________________________________

Резервуар № _________________________________

Таблица Е.1 — Посанти метровая вместимость резервуара

–  –  –

Ж.1 Железобетонные вертикальные резервуары (далее — резервуары) изготавливают по рабочим черте­ жам, утвержденным в установленном порядке и с учетом требований настоящего приложения .

Ж.2 Резервуары, предназначенные для проведения государственных учетных и торговых операций, взаим­ ных расчетов между поставщиком и потребителем, а также для учета нефти при хранении, после их сооружения подвергают испытаниям для целей утверждения типа .

Ж.З Резервуары подразделяют:

по форме — на цилиндрические и прямоугольные;

по номинальной вместимости на:

- цилиндрические резервуары: 1000; 3000; 5000; 10000; 20000; 30000 м3;

- прямоугольные резервуары: 1000; 2000; 3000, 10000 м3;

по расположению — заглубленные;

по принципу действия — закрытые;

по значению внутреннего избыточного давления — низкого давления, повышенного давления;

по условиям применения — используемые с подогревом, без подогрева .

Ж.4 Резервуары могут сооружаться со стационарной кровлей или с плавающей крышей .

Ж.5 Резервуары с плавающей крышей изготавливают так, чтобы плавающая крыша могла без препятствий принимать положение, соответствующее уровню жидкости. Существенное искажение результатов измерений уров­ ня и объема жидкости (кроме зоны наплыва) не допускается. Плавающую крышу в нижнем положении устанавлива­ ют на опорах. Верхнее положение плавающей крыши определяют ограничителями, расположенными на расстоянии не менее 400 мм от верхнего края резервуара .

Ж.6 Резервуар после строительства и капитального ремонта подлежит первичной поверке, а при эксплуата­ ции резервуара и внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость, — периодичес­ кой поверке .

Ж.7 При эксплуатации обеспечивают полное наполнение и полное опорожнение резервуара без образова­ ния воздушных мешков .

Ж.8 Трубы для подвода и отвода жидкости из резервуара изготавливают так, чтобы при измерениях уровня жидкости была исключена возможность притока или выхода жидкости произвольным образом .

Ж.9 Резервуары могут быть оснащены стационарно встроенными элементами: змеевиками, пеноотводами, мешалками, уровнемерами, стационарными пробоотборниками, измерителями (датчиками) температуры и плот­ ности, массомерами и другими устройствами .

Ж.10 Для ручных измерений уровня жидкости и базовой высоты резервуар имеет измерительный люк с на­ правляющей планкой, изготовленной из бронзы или латуни. При этом планка имеет риску для отсчета при измере­ ниях уровня жидкости и базовой высоты резервуара .

Ж.11 Базовую высоту резервуара измеряют ежегодно. Ее относительное изменение в соответствии с 10.2.4.1 — не более 0,1 % .

Ж.12 Нормируемые метрологические характеристики резервуара:

- базовая высота;

- вместимость резервуара .

Ж.13 Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуара — ±0,2 % .

Ж.14 Межповерочный интервал для всех типов вертикальных железобетонных резервуаров — не более 5 лет .

РМ Г 108— 2011

–  –  –

[1] Техническая докум ентация Установки для градуировки резервуаров объемны м методом «П О ТО К-1», Гос .

реестр № 22058-01 ОАО М агистральны е неф тепроводы «Дружба»

[2] Т У 25-1819.0021— 90 Секундомеры [3] Т У Д КТЦ 41344.1.102 А нал изатор-течеискатель АНТ-2М РМ Г 108— 2011 УДК 53.089.6:621.642.2/3.001.4:531.73:006.354 МКС 17.020 Т88.3 Ключевые слова: вместимость, резервуар, уровнемер, счетчик, жидкость, погрешность, уровень, граду­ ировка, поверка, температура, плотность, влага, всплытие, наполнение, опорожнение, операция, давле­ ние, сжимаемость, диапазон

–  –  –





Похожие работы:

«XIX МЕНДЕЛЕЕВСКИЙ СЪЕЗД ПО ОБЩЕЙ И ПРИКЛАДНОЙ ХИМИИ Волгоград, 25–30 сентября 2011 г. ТЕЗИСЫ ДОКЛАДОВ В четырех томах ТОМ 3 ХИМИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ МАТЕРИАЛОВ, ВКЛЮЧАЯ НАНОМАТЕРИАЛЫ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТАЛЛУРГИЧЕСКИХ ПРО...»

«Белов Владимир Адольфович ПРОГНОЗ СОСТОЯНИЯ И ПОДДЕРЖАНИЕ ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ ВЫРАБОТОК В ЗОНАХ ВЛИЯНИЯ ЦЕЛИКОВ И КРАЕВЫХ ЧАСТЕЙ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ Специальность 25.00.22 "Геотехнология (подземная, открытая и строительная)" Автореферат диссертации на соискание учёной...»

«УК "АЛЮМИНИЕВЫЕ ПРОДУКТЫ Технологическая платформа "Материалы и технологии металлургии" Отчет о деятельности платформы за 2011 год. Зам. Генерального директора ФГУП "ВИАМ" ГНЦ РФ О.Г. Оспенникова Москва, 09 февраля 2012г. Структура и органы управления Технологической платфор...»

«ГОСТ Р 52246-2004 Группа В23 НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПРОКАТ ЛИСТОВОЙ ГОРЯЧЕОЦИНКОВАННЫЙ Технические условия Hot-dip zinc-coated steel sheet. Specifications ОКС 77.140.50 ОКП 11 1110 Дата введения 2005-01-01 Предисловие Задачи, основные принципы и правила пр...»

«Муниципальное бюджетное учреждение дополнительного образования города Астрахани "ДШИ имени М.П. Максаковой" Дополнительная предпрофессиональная общеобразовательная программа в области изобразительного искусства "Живопись" Предметная область Вариативная часть Программа В.02. "Ком...»

«Научно-производственное предприятие Стелс Объектовый контроллер интегрированной системы мониторинга Мираж Мираж-GSM-M8-03 Серия Профессионал Руководство по эксплуатации АГНС.425644.016 РЭ г. Томск Руководство по эксплуатации М...»

«РОСС RU.ГБ05.В04018 БАРЬЕРЫ ИСКРОБЕЗОПАСНОСТИ БИА-101 РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЛПА-21.010.01 РЭ Содержание Введение 1 Назначение изделия 2 Технические характеристики 3 Конструкция 4 Особенности применения барьера. Общие рекомендации по типовым схемам подключения 5 Обеспечение искробез...»







 
2019 www.mash.dobrota.biz - «Бесплатная электронная библиотека - онлайн публикации»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.