Методика поверки «Резервуары стальные горизонтальные с чемоданообразной формой сечения обечайки РГС» (ИЦРМ-МП-139-18)

Методика поверки

Тип документа

Резервуары стальные горизонтальные с чемоданообразной формой сечения обечайки РГС

Наименование

ИЦРМ-МП-139-18

Обозначение документа

ООО «ИЦРМ»

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

Технический директор

ООО «ИЦРМ»

М. С. Казаков

sftl4» августа 2018 г.

Резервуары стальные горизонтальные с чемоданообразной формой сечения обечайки РГС

Методика поверки

ИЦРМ-МП-139-18 г. Москва

2018 г.

Содержание 1 ВВОДНАЯ ЧАСТЬ
  • 1.1 Настоящая методика поверки распространяется на резервуары стальные горизонтальные с чемоданообразной формой сечения обечайки РГС (далее по тексту -резервуары, ТС), и устанавливает методы, а также средства их первичной и периодической поверок.

  • 1.2 На первичную поверку следует предъявлять резервуары до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также при изменении базовой высоты резервуара более, чем на 0,1%.

  • 1.3 На периодическую поверку следует предъявлять резервуары в процессе эксплуатации и/или хранения.

  • 1.4 Периодичность поверки в процессе эксплуатации и хранении устанавливается потребителем с учетом условий и интенсивности эксплуатации, но не реже одного раза в 5 лет.

  • 1.5 Основные метрологические характеристики резервуаров приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Основные метрологические характеристики резервуаров

Наименование параметра

ип резервуара

РГС-2

РГС-4

РГС-4дк

РГС-6

РГС-8

РГС-10

РГС-Юдк

Значение параметра

Номинальный объем, м3

2

4

4

6

8

10

10

Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %

±0,25

Количество секций

1

1

2

1

1

1

2

Номинальный объем секций*, м3

2

4

2/2

6

8

10

5/5

Примечание - * - в зависимости от исполнения.

2 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ
  • 2.1 При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 2.

    операций поверки резервуары бракуют и их поверку прекращают.

Таблица 2

Наименование операции поверки

Номер пункта методики поверки

Проведение операции при поверке

первичной

периодической

Внешний осмотр

8.1

Да

Да

Определение нормируемых метрологических характеристик

8.2

Да

Да

  • 2.2 Последовательность проведения операций поверки обязательна.

  • 2.3 При получении отрицательного результата в процессе выполнения любой из

3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ
  • 3.1 При проведении поверки рекомендуется применять средства измерений, приведённые в таблице 3.

  • 3.2 Применяемые средства измерений должны быть исправны, поверены и иметь действующие документы о поверке.

  • 3.3 Вместо указанных в таблице 3 средств измерений допускается использовать другие аналогичные средства измерений, обеспечивающие определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Таблица 3

Наименование, обозначение

Номер пункта методики

Рекомендуемый тип средства поверки и его регистрационный номер в Федеральном информационном фонде или метрологические характеристики

Основные средства поверки

1.

Рулетка измерительная металлическая

8.2

Рулетка измерительная металлическая   РНГ,

per. №60606-15

2.

Комплекс градуировки резервуаров

8.2

Комплекс   градуировки резервуаров   «Зонд»,

per. № 17906-98

3.

Мерники эталонные 2-го разряда

8.2

Мерники эталонные 2-го разряда М2Р-2-01, М2Р-5-01, М2Р-10-01, М2Р-10-01П, М2Р 10 СШ, М2Р-20-01, М2Р-20-01П, М2Р-20-СШ, М2Р-50-01, М2Р-50-01П, М2Р-50-СШ, М2Р 100 01, М2Р-100-01П, М2Р-200-01, М2Р-500-01, М2Р-1000-01, М2Р-1500-01, М2Р-2000-01, М2Р-2500-01, М2Р-3000-01, М2Р-5000-01, per. № 20835-05

4.

Термометр стеклянный лабораторный

8.2

Термометр стеклянный лабораторный ТЛ-4м серии «Labtex», per. № 28208-09

Вспомогательные средства поверки (оборудование)

5.

Т ермогигрометр электронный

8.1-8.2

Термогигрометр электронный «CENTER» модель 313, per. №22129-09

4 ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ
  • 4.1 Поверитель должен изучить настоящую методику поверки, эксплуатационную документацию на резервуар, используемые средства поверки и пройти инструктаж безопасности в соответствии с ГОСТ 12.0.004-2015.

5 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
  • 5.1 При проведении испытаний должны быть соблюдены требования безопасности, установленные ГОСТ Р 12.0.001-2013 и ГОСТ 31610.0-2014.

  • 5.2 Перед началом работ проверяют исправность лестниц и перил резервуара (при наличии), наличие заземления резервуара.

  • 5.3 Базовую высоту резервуара или уровень поверочной жидкости в нем измеряют через измерительный люк. После измерений крышку измерительного люка плотно закрывают.

  • 5.4 Избыточное давление в газовом пространстве резервуара должно быть равно нулю.

  • 5.5 Содержание вредных паров и газов в воздухе вблизи и внутри резервуара на высоте 1000 мм не должно превышать санитарных норм, установленных ГОСТ 12.1.005-88.

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

6 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ
  • 6.1 При проведении поверки должны соблюдаться следующие условия применения:

  • - температура окружающего воздуха от +15 до +35 °C;

  • - относительная влажность воздуха не более 90 %.

7 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ
  • 7.1 Перед проведением поверки необходимо выполнить следующие подготовительные работы:

  • - провести технические и организационные мероприятия по обеспечению безопасности проводимых работ в соответствии с действующими положениями ГОСТ 12.2.007.0-75;

  • - выдержать резервуары в условиях окружающей среды, указанных в п. 6.1, не менее 2 ч, если они находились в климатических условиях, отличающихся от указанных в п. 6.1.;

  • - подготовить к работе средства измерений, используемые при поверке, в соответствии с руководствами по их эксплуатации;

  • - установить уровнемер на горловине резервуара;

  • - опустить шланг с расширителем струи внутрь резервуара. При этом нижний торец расширителя струи должен находиться выше нижней образующей резервуара на 2 см;

  • - при применении мерников мерники устанавливают в вертикальное положение над горловиной поверяемого резервуара и контролируют их вертикальность при помощи уровня;

  • - поверочную жидкость при поверке резервуара подают в мерники или комплекс градуировки резервуаров «Зонд» (далее - комплекс) следующими способами:

а) из приемного резервуара с помощью насоса;

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

8 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ
  • 8.1 Внешний осмотр

    • 8.1.1 При проведении внешнего осмотра резервуара проверить:

  • - соответствие конструкции и внутренних деталей резервуара проектной и технической документации;

  • - наличие необходимой арматуры и оборудования;

  • - отсутствие коррозионных повреждений, царапин, трещин, прожогов, оплавлений, расслоений на стенке и днищах.

Результат внешнего осмотра считать положительным, если соблюдаются вышеупомянутые требования.

  • 8.1.2 По внешнему виду сварные швы днищ и стенки резервуара должны удовлетворять следующим требованиям:

  • - по форме и размерам швы должны соответствовать проектной документации;

  • - швы должны иметь гладкую или равномерно чешуйчатую поверхность;

  • - металл шва должен иметь плавное сопряжение с основным металлом;

  • - швы не должны иметь недопустимых внешних дефектов.

  • 8.1.3 К недопустимым внешним дефектам сварных соединений конструкции резервуара относятся трещины любых видов и размеров, несплавления, наплывы, грубая чешуйчатость, наружные поры и цепочки пор, прожоги и свищи.

8.2 Определение нормируемых метрологических характеристик

  • 8.2.1 Определение нормируемых метрологических характеристик объемным методом при помощи мерников эталонных 2-го разряда М2Р-2-01, М2Р-5-01, М2Р-10-01, М2Р-10-01П, М2Р 10 СШ, М2Р-20-01, М2Р-20-01П, М2Р-20-СШ, М2Р-50-01, М2Р-50-01П, М2Р-50-СШ, М2Р 100 01, М2Р-100-01П, М2Р-200-01, М2Р-500-01, М2Р-1000-01, М2Р-1500-01, М2Р-2000-01, М2Р-2500-01, М2Р-3000-01, М2Р-5000-01 (далее - мерников) проводят следующим образом:

  • 1) базовую высоту резервуара перед наполнением Яб1, мм, измеряют при помощи рулетки измерительной металлической РНГ (далее - рулетки) через измерительный люк в точке, расположенной на плоскости, проходящей через верхнюю образующую и продольную ось резервуара, или через измерительную трубу не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 2 мм;

  • 2) предварительно вычисляют:

а) полную вместимость резервуара Уц, м3 по формуле (1): где «j, а2, а3, \, h2, h3, L - длины частей резервуара согласно рисунку 1,

(1)

указанные в эксплуатационном документе.

б) измеряют объем j-й дозы поверочной жидкости ДР), дм3, соответствующий изменению уровня жидкости в резервуаре не более чем на 30 мм, по формуле (2);

(2)

где Кц j, Кц]_х коэффициенты наполнения цилиндрической части резервуара при

уровнях поверочной жидкости в резервуаре Я. и Нсоответственно.

Значение K4 j , соответствующее уровню Яу, вычисляют по формуле (3):

■ l2^j - sirW,)],                                                (3)

где у/. вычисляют по формуле (4):

у/j =arccos 1-

2Hj>

(4)

  • 3) поверочную жидкость (далее - жидкость) подают в мерники из приемного резервуара с помощью насоса или технологического трубопровода (водопровода). При этом вместимость одного мерника или суммарная вместимость мерников должна соответствовать объему дозы жидкости, вычисленному по формуле (2);

  • 4) после наполнения мерников измеряют температуру жидкости в мерниках при помощи термометра стеклянного лабораторного ТЛ-4м серии «Labtex» (далее - термометра), сливают дозу жидкости в резервуар и снимают показания уровнемера;

  • 5) повторить пп. 3), 4), измеряя температуру жидкости в пробах, отобранных из резервуара по ГОСТ 2517-2012 после налива в него каждой дозы. При этом первую пробу отбирают при достижении уровня жидкости в резервуаре 500 мм. В случае применения в качестве жидкости нефтепродуктов их плотность измеряют в лаборатории в соответствии с ГОСТ 3900-85. Температуру жидкости измеряют в пробоотборнике. При этом термометры погружают в жидкость, находящуюся в пробоотборнике, на глубину, указанную в техническом паспорте на данные термометры, и выдерживают в пробе 1 -3 мин до принятия столбиком ртути постоянного положения. Не вынимая термометры из жидкости, отсчитывают температуру с погрешностью не более ±0,1 °C;

  • 6) резервуары наполняют дозами жидкости до предельного уровня Нпр, мм, вычисляемого по формуле (5):

пр ~ внутр >                                                                                   (5)

где Нвнутр - высота внутренней полости резервуара, которая вычисляется по формуле (6);

t - глубина заложения горловины.

(6)

Нвнутр =h}+h2+h3

  • 7) при помощи рулетки измеряют максимальный уровень жидкости в резервуаре ЯрП1ах, мми базовую высоту резервуара после наполнения Нб2 не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 2 мм; За действительные значения максимального уровня и базовой высоты после наполнения принимают средние арифметические значения их измерений. Нб2 не должно отличаться от Н более чем на 0,1%;

  • 8) обработку результатов измерений проводить в следующем порядке:

а) объем J-й дозы жидкости (АИм)у, дм3, измеренный мерниками вычисляют по формуле (7):

(ДИМ), = („К» + тГ“ +... + AV^ + pM fe), -2oJ              (7)

где Vf4, ум- номинальные вместимости мерников, дм3;

n, т, X - количества измерений с помощью мерников номинальными вместимостями             , значения которых выбирают из ряда 0, 1, 2,

Рм - коэффициент объемного расширения материала мерников 1 /°C;

с^); - средняя температура стенок мерников, принимаемая за температуру j-й дозы жидкости (7^);, вычисляемая по формуле (8):

(8)

где (Т&j - средние температуры жидкости, определенные по результатам n, т, ..., X измерений в мерниках по номинальным вместимостям тгМ Т/М Т/М °C*

2           k ’

j - номер дозы, значения которой выбирают из ряда: 0, 1,2, ..,;

б) объем налитой в резервуар j-й дозы жидкости (ДУ^);, м3, соответствующей изменению уровня ее в резервуаре в пределах от 10 до 30 мм, вычисляют по формуле (9):

/ д уМ х

Ьа(9)

где (ДУМ)} - объем j-й дозы, вычисленный по формуле (7);

Д - коэффициент объемного расширения жидкости, 1/°С, значение которого для воды принимают равным 200* 10-6 1/°С, для нефтепродуктов - по формуле (10):

= (Ь?25)_0,001315,                                                (10)

Pi

где - плотность жидкости в резервуаре после поступления в него j-й дозы жидкости, кг/м3;

- температура жидкости в резервуаре после налива в него j-й дозы жидкости, °C ;

(7^); - температура j-й дозы, вычисляемая по формуле (8);

в) объем налитой в резервуар начальной дозы жидкости (АК/7М)О, м3, вычисляют по формуле (11):

(ДК/)0 = <^р1.{1 + Д .[(ТР)О -(Тм)0]},                             (11)

где (АКМ)О - объем дозы жидкости, вычисленный по формуле (7), м3;

Р )0 - температура жидкости в резервуаре, измеренная в первой пробе, отобранной из резервуара, °C;

м )0 - средняя температура жидкости, вычисленная по формуле (8), °C;

Страница 10 из 18

Д - коэффициент объемного расширения жидкости, вычисляемый по формуле (10) при плотности, измеренной по ГОСТ 3900-85.

г) плотность жидкости в резервуаре после поступления в него j-й дозы рвычисляют по формуле (12):

Pi = Pi-x {1-Ak>), -f.                                       (12)

д) базовую высоту резервуара НБ вычисляют по формуле (13):

гг _ ^б\ + ^62

(13)

6 2

где НГА и Нб2 - результаты двух измерений базовой высоты резервуара;

е) вычисление температур жидкости в резервуаре по результатам измерений температур доз жидкости.

el) температуры жидкости в резервуаре в пределах первой суммарной дозы жидкости (Tp)1,(71p)2,(71p)3,...,(71p)j_1, °C, вычисляют по формулам (14):

(7»2=(7»1+Д7],..„ Р)д_}=(ТР)д_2+М\,        (14)

где (Tp)1,(71p)2,(71p)3,...,(71p)j_1 - температуры жидкости в резервуаре при поступлении в него (ДКрм)|,(ДГ")2,(ДГ")3,...,(ДК")гч доз;

Д7] - среднее температурное изменение, приходящееся на каждую дозу жидкости в пределах первой суммарной дозы, °C, вычисляемое по формуле (15):

Д7] =              ,                                                          (15)

£ + 1

где (Тр)0 - температура жидкости в резервуаре при поступлении в него дозы(ДГ/)0>°С;

где Р)д - температура жидкости в резервуаре при поступлении в него дозы(ДК/)„°С;

е2) температуры жидкости в резервуаре в пределах первой и второй суммарных доз жидкости (TP)s+li(TP)s+2f(TP)s+3i...,(TP)m_} вычисляют по формулам (16):

(7p)j+i      + &Т2, (Тр)д+2 ~ (7p)j+i + ДГ2р)т_! — (т»т_2 + дг2, (16)

где (Тр)J+1,(Тр)д+2,(7»J+3,.- температуры жидкости в резервуаре при поступлении в него (ДК^^/ДК^)^,...,^^)^, доз, °C;

ДГ2 - среднее температурное изменение, приходящееся на каждую дозу жидкости в пределах второй суммарной дозы, °C, вычисляемое по формуле (17):

ДТ2

(Tp)m-(Tp)s

m-s

(17)

где (TP)m - температура жидкости в резервуаре при поступлении в него дозы (ДК/)т,°С.

При наполнении резервуара третьей, четвертой и др. суммарными дозами температуры жидкости в резервуаре после поступления в него каждой дозы определяют аналогично вышеизложенной методике.

ж) максимальный уровень жидкости НРтях , измеренный рулеткой, вычисляют по формуле (18):

„      Ршах)1+(ЯР max) 2                                               /1 О\

^Ртах “

где (ЯРпмх)1,(ЯРпмх)2 - результаты двух измерений максимального уровня, мм.

з) разность максимальных уровней жидкости в резервуаре АЯ, мм, измеренных в конце поверки уровнемером и измерительной рулеткой с грузом, вычисляют по формуле (19):

ДЯ = ЯРтах-Я,тах,                                               (19)

где НРтахутгя- максимальные уровни жидкости, измеренные измерительной рулеткой с грузом и уровнемером, мм.

ж) если выполняются следующие условия, то объемы доз вычисляют по формулам (7) и (9) без поправок на температуру:

  • - при применении воды:

|(О,-20|<10 °C;

\(ТР\~(Ти)}\<2 °C;                   |(ГД -(7;),|<2 °C;

  • - при применении нефтепродуктов:

|(Г“)у — 20| < 10 °C;

|(7»,-(^фО,5 °C;                |(TF)y-(Tc)J<0,5 °C.

з) дозовую вместимость резервуара при наливе в него к доз жидкости Vk, м3, вычисляют по формуле (20):

Vk = £ (Д Vp )>• I1 + Р> • к к - Фр ), И + Рр • [ - ^ст \ L               (20)

>0

где к - число налитых в резервуар доз жидкости;

j - номер налитой дозы выбирают из ряда: j = 0, 1, 2, ..., к;

(bVp)j - объем j-й дозы, измеренный мерником (мерниками) или счетчиком жидкости при статическом методе поверки и вычисленный по формуле (9) или (27);

(Тр)к - температура жидкости в резервуаре при наливе в него £ доз, °C;

(Tp)j - температура жидкости в резервуаре при наливе в него j-й дозы, °C;

/3} - коэффициент объемного расширения жидкости, 1/°С, значение которого определяют по формуле (10);

flp - коэффициент объемного расширения материала резервуара, 1/°С, значение которого принимают равным 37,5* 10‘61/°С;

(7^)* " температура стенки резервуара, принятая за температуру (ГР)Л.

Значение к принимают равным 0 при наливе в резервуар начальной дозы (ДИР)0; к = 1 - при наливе дозы (ДИ?)!;

к = 2 - при наливе дозы (Д VP )2, ...;

к = N - при наливе дозы (Д VP )N

и) при невозможности измерения температуры жидкости в резервуаре при наливе в него каждой дозы дозовую вместимость резервуара вычисляют:

и1) при наполнении резервуара первой суммарной дозой по формуле (21):

£

И* = £(ЛКД -{1 + А fe "(ТДН + А -[20-(^)*L         (21)

у=о

где значения к принимают равными: 0, 1, 2, 3,..., s;

(Tp\,(Tp)2i(Tp)s_i - температуры, которые вычисляют по формулам (14), используя результаты измерений температур р)0 и (Tp)s.

и2) при наполнении резервуара второй суммарной дозой по формуле (22): к>* = к„ • {1+и,• к )к - р \ }• |1+рр • [20 - (гс;) к ]}+

+ £ (Д КД • [1 +Л • [(ГД - (7Д М + Л • I20 - )* 1              (22)

у=5+1

где Vls - вместимость резервуара при уровне 500 мм, вычисляемая по формуле (21) при k = s. Значения к выбирают из ряда: 5 +1,5- + 2,s + 3,...,m ;

(Tp)s+\XTp)s+2’--'’(Tp)m-} - температуры, которые вычисляют по формуле (16), используя результаты измерений температур (Tp)s и р)т;

иЗ) при наполнении резервуара третьей, четвертой и др. суммарными дозами дозовые вместимости его вычисляют аналогично методике, изложенной выше.

к) температурные поправки не учитывают в формулах (20) - (22), если выполняются условия:

  • - при применении воды:

\(Т„\-(7Д|*2 °C        |(Т,)Ж-(Т,),|*2 °C

|(7Д-(ТД,|*2ОС   \(Тр)к-(Т^\<2°С [20-(Т/ГX|<2 °C

  • - при применении нефтепродуктов:

|(7Д -(7Д|*0,5 °C       |(7; )„ -(7Д 1*0,5 °C

|(ТД -(7Д|*0,5 °C |(ТД -(7Д|*0,5 °C |2О-(Т'Д 1*0,5 °C

Результаты считать положительными, если значения относительной погрешности определения вместимости резервуаров не превышают указанных в таблице 1.

  • 8.2.2 Определение нормируемых метрологических характеристик объемным методом при помощи комплекса согласно рисунку 2 проводят следующим образом:

  • 1) базовую высоту резервуара перед наполнением Яб1, мм, измеряют при помощи рулетки через измерительный люк в точке, расположенной на плоскости, проходящей через верхнюю образующую и продольную ось резервуара, или через измерительную трубу не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 2 мм;

  • 2) подготовить комплекс согласно рисунку 2 и измерить начальные параметры жидкости в резервуаре в следующей последовательности:

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

16 - технологический трубопровод (водопровод)

Рисунок 2 - Измерительная система для поверки резервуара с применением комплекса

а) открыть вентиль 5;

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

в) снять показание счетчика жидкости 9 (No);

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

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

е) снять показание манометра 6 р0;

ж) снять показание термометра (измерителя температуры) 8 т )0;

з) выключить насос 11 или закрыть вентиль 17 и снять показание счетчика

жидкости 9 qx (Nx).

3) включить насос И или открыть вентиль 17 в пределах 1/20 части номинальной вместимости резервуара, определить метрологические характеристики резервуара статическим методом: при каждом изменении уровня жидкости в пределах до 30 мм прекращать подачу жидкости в резервуар. Одновременно снимать показания счетчика жидкости 9 q} (N;), уровнемера 3 Hj, манометра 6 pj и термометра (измерителя температуры) 8(Гг);. Отобрать пробу жидкости из резервуара и измерить ее температуру (ГР); и плотность р0 , при этом первую пробу отбирают при достижении уровня жидкости в резервуаре 500 мм. В случае применения в качестве жидкости нефтепродуктов их плотность измеряют в лаборатории в соответствии с ГОСТ 3900-85. Температуру жидкости измеряют в пробоотборнике. При этом термометры погружают в жидкость, находящуюся в пробоотборнике, на глубину, указанную в техническом паспорте на данные термометры, и выдерживают в пробе 1-3 мин до принятия столбиком ртути постоянного положения. Не вынимая термометры из жидкости, отсчитывают температуру с погрешностью не более ±0,1 °C;

4) при достижении уровня жидкости, соответствующего 1/20 части номинальной

вместимости резервуара, наполнение резервуара дозами жидкости может быть осуществлено динамическим или статическим методом;

5) после наполнения резервуара дозами жидкости в пределах 19/20 частей

номинальной вместимости резервуара поверку его проводят до предельного уровня, вычисляемого по формуле (5) статическим методом измерений в соответствии с п. 3) настоящего раздела;

6) при помощи рулетки измеряют максимальный уровень жидкости в резервуаре

Hpmsuif мм, и базовую высоту резервуара после наполнения Нб2 не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 2 мм; За действительные значения максимального уровня и базовой высоты после наполнения принимают средние арифметические значения их измерений. Нб2 не должно отличаться от Нб1 более чем на 0,1%;

7) обработку результатов измерений проводить в следующем порядке:

а) объем j-й дозы жидкости (АКС); ,прошедший через счетчик жидкости, вычисляют для счетчиков жидкости:

al) с непосредственным отсчетом объема жидкости, дм3, по формуле (23):

(23)

(ДГД =qt-qH,

где qj -qj-i - показания счетчика жидкости, дм3;

а2) с импульсным выходным сигналом, имп, по формуле (24):

(24)

где        - показания счетчика жидкости, имп;

К - коэффициент преобразования счетчика жидкости, ипм/ дм3;

аЗ) с непосредственным отсчетом объема жидкости для счетчика жидкости со сдвигом дозирования, дм3, по формуле (25):

(25)

где Кс - поправочный коэффициент, значение которого для счетчика жидкости

со сдвигом дозирования и проскоком вычисляют по формуле (26):

Кс =(1 + 0,005 -С),                                                 (26)

где С - средний сдвиг дозирования, дм3.

б) объем налитой в резервуар j-й дозы жидкости (АИрс);, м3, соответствующей изменению уровня ее в резервуаре в пределах от 10 до 30 мм, вычисляют по формуле (27):

(27)

где (АКС); - объем j-й дозы, вычисленный по формуле (23), (24), (25);

Д - коэффициент объемного расширения жидкости, 1/°С, значение которого для воды принимают равным 200-10’61/°С, для нефтепродуктов - по формуле (10);

(Тр)} - температура жидкости в резервуаре после налива в него j-й дозы жидкости, °C;

(Tc)j - температура j-й дозы в трубопроводе, °C;

/ - коэффициент сжимаемости жидкости, 1/МПа. Его значение для воды принимают равным 49-10’5 1/МПа, для нефтепродуктов - по РД 153-39-011-97;

Pj - избыточное давление жидкости в счетчике жидкости, МПа;

Pj - плотность жидкости, вычисляемая по формуле (12), кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

- уровень жидкости в резервуаре, м;

в) объем налитой в резервуар начальной дозы жидкости (АИрс)0, м3, вычисляют по формуле (28):

(28)

где (АГМ)О - объем дозы жидкости, вычисленный по формуле (7), м3;

р) 0  - температура жидкости в резервуаре, измеренная в первой пробе,

отобранной из резервуара, °C;

с)0 - температура жидкости в трубопроводе в момент отбора первой пробы жидкости из резервуара, °C;

Д - коэффициент объемного расширения жидкости, вычисляемый по формуле (10) при плотности, измеренной по ГОСТ 3900-85.

г) плотность жидкости в резервуаре после поступления в него j-й дозы рвычисляют по формуле (12)

д) базовую высоту резервуара НБ вычисляют по формуле (13)

е) максимальный уровень жидкости ЯРтах , измеренный рулеткой, вычисляют по формуле (18);

ж) разность максимальных уровней жидкости в резервуаре ЛЯ, мм, измеренных в конце поверки уровнемером и измерительной рулеткой с грузом, вычисляют по формуле (19);

з) если выполняются следующие условия, то объемы доз вычисляют по формуле (27) - без поправок на давление и температуру:

- при применении воды:

< 0,5 МПа;

|(Гр)у-(Tw)y| < 2 °C;

|(Гр)у-(Гс)у|<2 °C;

- при применении нефтепродуктов:

10'6

PJ- — -p]-g-Hj

< 0,3 МПа;

|(Гр)у-(Tw)y| < 0,5 °C;

|(Гр)у - (Гс)у| < 0,5 °C.

и) дозовую вместимость резервуара при наливе в него к доз жидкости Vk, м3, вычисляют по формуле (20);

к) при невозможности измерения температуры жидкости в резервуаре при наливе в него каждой дозы дозовую вместимость резервуара вычисляют:

к1) при наполнении резервуара первой суммарной дозой по формуле (21); к2) при наполнении резервуара второй суммарной дозой по формуле (22);

кЗ) при наполнении резервуара третьей, четвертой и др. суммарными дозами дозовые вместимости его вычисляют аналогично методике, изложенной выше.

л) температурные поправки не учитывают в формулах (20) - (22), если выполняются условия:

- при применении воды:

|(ГД-(Гр)0|<2 °C         |(Tp)m-(Tp)s| < 2 °C |(Гр)*-(Гр)т|<2 °C \(Тр)к-(Тр1\<2 °C |20-(г/Д|<2 °C - при применении нефтепродуктов:

|(7Д - (Гр)0| < 0,5 °C        |(Гр)„-(ГД|<0,5 °C

|(7Д-(Тр)м|<0,5 °C |(7Д-(7Д|<0,5 °C |2О-(ГС'Д|<О,5 °C

Результаты считать положительными, если значения относительной погрешности определения вместимости резервуаров не превышают указанных в таблице 1.

9 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

9.1 По завершении операций поверки оформляется протокол поверки в

произвольной форме с указанием следующих сведений:

  • - полное наименование аккредитованной на право поверки организации;

  • - номер и дата протокола поверки;

  • - наименование и обозначение поверенного средства измерения;

  • - заводской (серийный) номер;

  • - обозначение документа, по которому выполнена поверка;

  • - наименования, обозначения и заводские (серийные) номера использованных при поверке средств измерений, сведения об их последней поверке;

  • - температура и влажность в помещении;

  • - фамилия лица, проводившего поверку;

  • - результаты определения метрологических характеристик.

Допускается не оформлять протокол поверки отдельным документом, а результаты поверки (метрологические характеристики) указать на оборотной стороне свидетельства о

поверке.

  • 9.2 При положительном результате поверки выдается свидетельство о поверке и на свидетельство наносится знак поверки в соответствии с Приказом Министерство промышленности и торговли РФ от 2 июля 2015 г. № 1815.

  • 9.3 При отрицательном результате поверки, выявленном при выполнении операций поверки, выдается извещение о непригодности в соответствии с Приказом Министерства промышленности и торговли РФ от 02.07.2015 г. № 1815.

Руководитель направления испытаний средств измерений расхода, объема жидкости и газов ООО «ИЦРМ»

М.Ю. Родин

Инженер отдела испытаний ООО «ИЦРМ»

Я.О. Мельников

Страница 18 из 18

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель