Методика поверки «резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5» (мп 398-19)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ФБУ «Томский ЦСМ»

М.М. Чухланцева //      2019 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 Методика поверки

МП 398-19

г. Томск

2019 г.

• 1.1  Настоящая методика поверки распространяется на резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 (заводской номер 1) (далее - резервуар), изготовленный Акционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной компании (АО «Томскнефть» ВНК), г. Стрежевой.

• 1.2  Резервуар расположен на объекте АО «Томскнефть» ВНК (Томская область, ЦППН-4, СИКН № 573, ПСП «Раскино»),

• 1.3  Методика поверки устанавливает методы и средства первичной и периодической поверок резервуара геометрическим методом с применением геодезического прибора - тахеометра электронного (далее - тахеометр).

• 1.4  Интервал между поверками - 5 лет.

• 1.5  Термины и определения, используемые в методике поверки, приведены в приложении А.

• 1.6  Перечень нормативных документов, ссылки на которые используются в методике поверки, приведены в приложении Б.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 3.1  При проведении поверки применяют средства поверки, указанные в таблице 2. Допускается применять другие средства поверки с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками, обеспечивающие контроль метрологических характеристик резервуара.

• 3.2  Все применяемые средства поверки должны быть исправны, средства измерений должны быть поверены и иметь действующий срок поверки.

• 7.1  На поверку резервуара представляют следующие документы:

• - свидетельство о предыдущей поверке резервуара (при выполнении периодической поверки);

• - описание типа резервуара;

• - паспорт на резервуар.

• 7.2  Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

• - проверяют соблюдение условий поверки, установленных в разделе 6;

• - подготавливают к работе средства поверки, приведенные в таблице 2, в соответствии с распространяющейся на них эксплуатационной документацией;

• - изучают документацию, приведенную в 7.1.

• 7.3  Проверяют визуально состояние внутренней и наружной поверхности резервуара на наличие видимых повреждений, деформаций и трещин.

• 7.4  Разбивают продольные и поперечные сечения резервуара, в точках пересечения которых выполняют измерения. Поперечные сечения разбивают следующим образом: по три поперечных сечения в каждом поясе - переднее и заднее, расположенное на расстоянии от 50 до 100 мм от сварочного шва и среднее, находящиеся посередине пояса резервуара. Допускается большее количество поперечных сечений в поясе.

• 7.5  Восемь продольных сечений резервуара должны проходить через ось резервуара. Два вертикальных и два горизонтальных сечения, и четыре под углом 45° между горизонтальными и вертикальными сечениями. Продольные сечения разбивают с использованием нитяного отвеса. Погрешность разбивки продольных сечений в горизонтальной и вертикальной плоскости от 30 до 100 мм. Продольные сечения нумеруют цифрами от 1 до 8 по часовой стрелке, если смотреть в сторону базовой точки резервуара. Допускается большее число продольных сечений разбитых через 30° или 15°.

• 8.1  Внешний осмотр

При внешнем осмотре резервуара проверяют соответствие конструкции и внутренних деталей резервуара чертежам, приведенным в паспорте на резервуар. Результаты проверки положительные, если конструкция резервуара соответствует паспорту.

• 8.2  Определение базовой высоты

  • 8.2.1   Определение базовой высоты резервуара проводят дважды с помощью рулетки с грузом, если результаты измерений отличаются не более чем на 2 мм, то в качестве результата измерений базовой высоты принимают их среднее значение. Если полученное расхождение результатов измерений составляет более 2 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких результатов.

  • 8.2.2   Результаты измерений базовой высоты вносят в таблицу по форме таблицы 3.

Таблица 3

• 8.2.3 Базовую высоту измеряют ежегодно. Ежегодные измерения базовой высоты резервуара проводит комиссия, назначенная приказом руководителя предприятия владельца резервуара, в состав которой должен быть включен специалист, прошедший курсы повышения квалификации по поверке и калибровке резервуаров.

При этом допускается измерение базовой высоты резервуара при наличии жидкости в нем до произвольного уровня.

Результат измерений базовой высоты резервуара не должен отличаться от ее значения, указанного в протоколе поверки резервуара, более чем на 0,1 %.________________

Если это условие не выполняется, то резервуар освобождают от жидкости и проводят повторное измерение базовой высоты резервуара.

Результаты измерений базовой высоты оформляют актом, форма которого приведена в приложении М ГОСТ 8.346.

При изменении базовой высоты по сравнению с ее значением, установленном при поверке резервуара, более чем на 0,1 % устанавливают причину и устраняют ее. При отсутствии возможности устранения причины проводят внеочередную поверку резервуара.

• 8.3 Определение среднего радиуса цилиндрической части резервуара, радиальных отклонений внутренней поверхности от аппроксимирующего цилиндра, степени уклона резервуара

  • 8.3.1   Тахеометр, закрепленный на штативе, устанавливают внутри резервуара приблизительно посередине между передним и задним днищем и приводят в рабочее положение в соответствии с инструкцией по его эксплуатации. Тахеометр переключают в режим «измерения расстояний без отражателя».

  • 8.3.2   Тахеометр необходимо устанавливать как можно ближе к оси резервуара в вертикальной и горизонтальной плоскости, так, чтобы отклонение горизонтальной визирной оси тахеометра, относительно оси резервуара не превышало 100 мм.

  • 8.3.3   В память тахеометра вводят произвольные горизонтальные координаты точек стояния тахеометра. Зрительную трубу тахеометра наводят на центр переднего днища и обнуляют отсчет по горизонтальному кругу.

  • 8.3.4   В память тахеометра вводится равная нулю высота базовой точки резервуара. Тахеометр наводят на базовую точку и измеряют горизонтальный угол, вертикальный угол и расстояние и вычисляют ее горизонтальные координаты, а также абсолютную высоту горизонта тахеометра.

  • 8.3.5   Рулеткой измеряют высоту тахеометра над стенкой резервуара и вводят в тахеометр.

  • 8.3.6   При необходимости в тахеометр вводят код точки измерений - «номер поперечного сечения, номер продольного сечения». Выполняют наведение сетки нитей тахеометра на соответствующую точку и измеряют горизонтальный угол, вертикальный угол и расстояние. Программой, встроенной в тахеометр, вычисляют горизонтальные координаты и абсолютную высоту точки, на которую выполнялись измерения и заносят в память тахеометра.

  • 8.3.7   Аналогично выполняют измерения во всех поперечных сечениях между тахеометром и передним и задним днищем, в том числе в поперечном сечении в котором расположен тахеометр.

  • 8.3.8   Результаты измерений радиуса цилиндрической части резервуара в каждом сечении вносят в таблицу по форме таблицы 4.

Таблица 4

• 8.3.9 Расчет среднего радиуса цилиндрической части резервуара, радиальных отклонений внутренней поверхности от аппроксимирующего цилиндра и степени уклона резервуара выполняется автоматически с использованием пакета прикладных программ «VGS», рабочий программный модуль «GOR_1». Результаты расчетов вносятся в таблицы по форме таблиц 4 и 5.

  Таблица 5

  Номер сечения	Отклонение внутренней поверхности от аппроксимирующего цилиндра, мм
  	1	2	3	4	5	6	7	8
  1
  п

  8.4 Определение предельной абсолютной высоты наполнения и абсолютной высоты «мертвой» полости резервуара

• 8.4.1   Абсолютную высоту «мертвой» полости и предельную абсолютную высоту наполнения резервуара рекомендуется определять сразу после выполнения работ в соответствии с 8.2.3.

• 8.4.2   Рулетку последовательно устанавливают вертикально на базовой точке резервуара, нижней (верхней) точке сливного (всасывающего) патрубка, нижней точке обреза горловины. Горизонтально расположенную зрительную трубу тахеометра наводят на рулетку, фокусируют на шкалу и снимают отсчеты при помощи горизонтальной сетки нитей зрительной трубы или лазерного луча. Измерения выполняют не менее двух раз. Результаты измерений не должны отличаться более чем на 2 мм.

• 8.4.3   Результаты измерений вносят в таблицу по форме таблицы 6.

Таблица 6

8.4.4 Расчет предельной абсолютной высоты наполнения и абсолютной высоты «мертвой» полости резервуара выполняется автоматически с использованием пакета прикладных программ «VGS», рабочий программный модуль «GOR_1».

• 8.5 Определение общей длины резервуара и расстояний от базовой точки до границ поясов и границ цилиндрической части и днища

• 8.5.1 Общую длину резервуара определяют тахеометром как сумму длин от оси вращения тахеометра до вершин переднего и заднего днища. Измерения выполняют не менее двух раз. Результаты измерений не должны отличаться более чем на 2 мм.

Результаты измерений вносят в таблицу по форме таблицы 7.

Таблица7

• 8.5.2 Расстояние от базовой точки резервуара до границ поясов и границ цилиндрической части с днищами резервуара определяют непосредственным измерением рулеткой по нижней образующей цилиндрической части резервуара. Измерения выполняют не менее двух раз. Результаты измерений не должны отличаться более чем на 2 мм.

Результаты измерений вносят в таблицу по форме таблицы 8.

Таблица 8

• 8.6 Определение выпуклости (высоты) днища

Высоту переднего и заднего днищ резервуара определяют при помощи рулетки. Плоскость основания днища задается отвесом, который прикладывают к линии пересечения цилиндрической части и днища резервуара. Измерения выполняют не менее двух раз. Результаты измерений не должны отличаться более чем на 2 мм.

Т аблица 9

• 8.7 Определение геометрической формы, геометрических параметров и абсолютной высоты деформации стенок цилиндрической части и днищ резервуара

• 8.7.1 Определяют тип геометрической фигуры, которому соответствует форма деформации днища и стенок резервуара (эллипс, гипербола, сферический сегмент, конус, параболический сегмент) в соответствии с таблицей 10.

  Таблица:	.0
  Номер формы	Тип геометрической фигуры	Рисунок	Характеристики формы деформации
  1	Коническая	<	Поперечное сечение данной формы представляет собой строгий конус
  2	У сечено-коническая		Поперечное сечение данной формы представляет собой усеченный конус
  3	Г иперболическая	<	Поперечное сечение данной формы представляет собой гиперболу с четко выраженной границей между деформацией и стенкой резервуара
  4	Параболическая	<	Поперечное сечение данной формы представляет собой параболу с четко выраженной границей между деформацией и стенкой резервуара
  5	Сферическая		Поперечное сечение данной формы представляет собой сферический сегмент с четко или нечетко выраженной границей между деформацией и стенкой резервуара и пологими краями

  Номер формы	Тип геометрической фигуры	Рисунок	Характеристики формы деформации
  6	Эллиптическая	) 1	Поперечное сечение данной формы представляет собой эллипс с нечетко выраженной границей между деформацией и стенкой резервуара и крутыми краями с плоской серединой

• 8.7.2   Определяют диаметр основания деформированного участка как среднее из максимального и минимального значений измеренных рулеткой, а также уклон плоскости основания деформации к вертикали.

• 8.7.3   Определяют высоту деформации как максимально измеренное рулеткой расстояние перпендикулярно к окружающей ровной поверхности заданной ребром рулетки, приложенной к основанию деформации. Значения высоты записывают со знаком «-», если деформация выпуклая, и со знаком «+», если вогнутая.

• 8.7.4   Абсолютную высоту нижней и верхней границы деформации определяют тахеометром аналогично 8.7.2.

• 8.7.5   Результаты измерений заносят в таблицу по форме таблицы 11.

Таблица 11   

• 8.8 Определение общей вместимости резервуара, вместимости «мертвой» полости и расчет погрешности измерений вместимости резервуара

Определение общей вместимости резервуара, вместимости «мертвой» полости, расчет погрешности измерений вместимости резервуара и расчет градуировочной таблицы выполняется автоматически с использованием пакета прикладных программ «VGS», рабочий программный модуль «GOR_1» на основании результатов измерений по 8.2-8.7.

Фактические значения относительной погрешности измерений вместимости резервуара не должны превышать ±0,27 %.

• 9.1 Обработку и оформление результатов измерений при определении параметров резервуаров выполняют согласно ФР. 1.27.2010.08878 МВУ 039/03-2010 «Метрология. Вместимость резервуаров стальных цилиндрических горизонтальных. МВИ геометрическим методом с применением геодезических приборов» на компьютере при помощи программного обеспечения «VGSGOR1».

• 9.2 Составление градуировочных таблиц выполняют на компьютере при помощи программного обеспечения «VGS_GOR_1».

• 10.1 Результаты поверки оформляют протоколом.

• 10.2 При положительных результатах поверки резервуара оформляют свидетельство о поверке. Знак поверки наносят на свидетельство о поверке градуировочную таблицу резервуара.

• 10.3 Отрицательные результаты поверки оформляют извещением о непригодности.

Приложение А

(обязательное)

Перечень используемых терминов и определений

А.1 Геометрические параметры (резервуара, деталей, днищ): Геометрические размеры (резервуара, деталей, днищ), определяемые методом прямых или косвенных измерений и используемые для определения общей или интервальных вместимостей резервуара.

А.2 Базовая точка: Точка на внутренней поверхности цилиндрической части резервуара, с которой совпадает ноль градуировочной таблицы и от которой измеряют уровень жидкости в резервуаре.

А.З Абсолютная высота (уровень наполнения): Расстояние по вертикали от горизонтальной плоскости, проходящей через базовую точку до любой точки резервуара или до свободной поверхности жидкости, находящейся в резервуаре.

Примечание - Относительно этой горизонтальной плоскости методами прямых или косвенных измерений определяют базовую высоту, абсолютную высоту внутренних деталей, деформаций, абсолютную высоту верха всасывающего или низа приемораздаточного патрубка, низа горловины.

А.4 Ось резервуара: Прямая во внутреннем пространстве резервуара равноудаленная от реальной внутренней поверхности цилиндрической части резервуара.

А.5 Средний радиус цилиндрической части резервуара: Расстояние от оси резервуара до цилиндрической поверхности, радиальные отклонения от которой реальной внутренней поверхности цилиндрической части резервуара соответствуют

условиям метода наименьших квадратов

1=1 j=l               z=l j=l

где i, j - номер поперечного (продольного) сечения резервуара соответственно; п, к - число поперечных (продольных) сечений резервуара соответственно.

А.6 Аппроксимирующий цилиндр: Цилиндрическая поверхность, осью которой является прямая в соответствии с А.4, построенная по условиям в соответствии с А.5.

А.7 Степень наклона резервуара: Тангенс угла в вертикальной плоскости между осью резервуара и горизонтальной плоскостью.

А.8 Поперечное сечение резервуара: Кривая, лежащая на пересечении внутренней поверхности резервуара и плоскости, перпендикулярной к оси резервуара.

А.9 Плоскость основания переднего (заднего) днища: Поперечное сечение резервуара, проходящее по границе переднего (заднего) днища и цилиндрической части резервуара.

А. 10 Базовая высота: Абсолютная высота верха измерительной трубы или измерительного отверстия резервуара.

А. 11 Граничная (максимальная) абсолютная высота наполнения: Абсолютная высота наиболее высокой точки нижнего обреза горловины люка или до любой другой, указанной в документации, горизонтальной плоскости, выше которой налив не допускается.

А. 12 Абсолютная высота «мертвой» полости: Абсолютная высота низа приемораздаточного патрубка, верха всасывающего патрубка или любой горизонтальной плоскости, заданной в документации, ниже которой слив не возможен.

А. 13 Общая вместимость: Вместимость резервуара, соответствующая граничной абсолютной высоте наполнения.

А. 14 Вместимость «мертвой» полости: Интервальная вместимость резервуара, соответствующая абсолютной высоте «мертвой» полости.

Приложение Б

• 1 ГОСТ 8.346-2000 ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки.

• 2 ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

• 3 ГОСТ 12.4.010-75 ССБТ. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия.

• 4 ГОСТ 12.4.087-84 ССБТ. Строительство. Каски строительные. Технические условия.

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

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

• 7 ГОСТ 12.4.137-2001 Обувь специальная с верхом из кожи для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия.

Методика поверки

МП 398-19

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5

¹

Примечание - В таблице приняты следующие обозначения и сокращения:

²

СКО - среднеквадратическое отклонение; D - измеряемое расстояние, мм

³

 Требования к квалификации поверителей

К выполнению поверки допускают лиц, достигших 18 лет, изучивших техническую документацию на резервуар и его конструкцию, эксплуатационную документацию на средства поверки и прошедшие инструктаж по охране труда и противопожарной безопасности.

⁴

 Требования безопасности

• 5.1  Лица, выполняющие поверку резервуара, должны быть одеты в спецодежду: комбинезон по ГОСТ 12.4.099 или ГОСТ 12.4.100; спецобувь по ГОСТ 12.4.137, строительную каску по ГОСТ 12.4.087, рукавицы по ГОСТ 12.4.010 и очки защитные.

• 5.2  Содержание вредных паров и газов в воздухе вблизи и внутри резервуара в рабочей зоне на высоте 2000 мм не должно превышать санитарных норм, установленных ГОСТ 12.1.005.

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

• 5.4  Избыточное давление внутри резервуара должно быть равно нулю.

• 5.5  Базовую высоту резервуара определяют через измерительный люк. После проведения поверки крышку измерительного люка плотно закрывают.

• 5.6  При проведении испытаний необходимо соблюдать требования безопасности, установленные в эксплуатационных документах средств поверки, приведенных в таблице 2.

⁵

 Условия поверки

• 6.1  Требования к климатическим условиям

• - температура окружающего воздуха, °C                  от минус 15 до плюс 35;

• - атмосферное давление, кПа                             от 84,0 до 106,7.

Измерения параметров резервуара во время грозы категорически запрещены.

• 6.2  Резервуар должен быть смонтирован, испытан на прочность и герметичность, очищен и проветрен.

• 6.3  Рекомендуется выполнять измерения геометрических параметров резервуара не менее двум специалистам.