Требования к сикн

1 Область применения

1.1 Настоящая рекомендация распространяется на системы измерений количества и показателей качества нефтепродуктов, включая системы измерений количества нефтепродуктов на автомобильных и железнодорожных наливных пунктах.

1.2 Настоящая рекомендация устанавливает общие технические и метрологические требования к системам измерений количества и показателей качества нефтепродуктов.

Примечание — Здесь и далее к системам измерений количества и показателей качества нефтепродуктов относятся как стационарные, так и мобильные системы измерений количества и показателей качества нефтепродуктов. Если нет дополнительных указаний, то приводимые требования распространяются на все системы измерений количества и показателей качества нефтепродуктов.

1.3 Настоящая рекомендация предназначена для применения:

— предприятиями различных организационно-правовых форм, имеющими на балансе магистральные нефтепродуктопроводы;

— предприятиями различных организационно-правовых форм, подключенными к магистральным нефтепродуктопроводам, сдающими или принимающими нефтепродукты, включая нефтеперерабатывающие заводы и организации нефтепродуктообеспечения;

2 Нормативные ссылки

В настоящей рекомендации использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ Р 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ Р 8.654-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения

ГОСТ Р 12.4.026-2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ Р 27.002-2009 Надежность в технике. Термины и определения

ГОСТ Р 51317.4.1-2000 Совместимость технических средств электромагнитная. Испытания на помехоустойчивость. Виды испытаний

ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования

ГОСТ Р 51330.5-99 (МЭК 60079-4-75) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения

ГОСТ Р 51330.9-99 (МЭК 60079-10-95) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

ГОСТ Р 51330.11-99 (МЭК 60079-12-78) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам

ГОСТ Р 51330.19-99 (МЭК 60079-20-96) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 20. данные по горючим газам и парам, относящиеся к эксплуатации электрооборудования

ГОСТ Р ЕН 13463-1-2009 Оборудование неэлектрическое, предназначенное для применения в потенциально взрывоопасных средах. Часть 1. Общие требования

ГОСТ Р МЭК 62305-1-2010 Менеджмент риска. Часть 1. Защита от молнии. Общие принципы

ГОСТ 8.510-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

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

ГОСТ 12.1.010-76 Система стандартов безопасности труда. Взрывобезопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.018-93 Система стандартов безопасности труда.

Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования

ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление

ГОСТ 12.4.124-83 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования

ГОСТ 27.003-90 Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 6651-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 9544-2005 Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки

ГОСТ 14254-96 Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (код ГР)

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 23170-78 Упаковка для изделий машиностроения. Общие требования

ГОСТ 26098-84 Нефтепродукты. Термины и определения

ГОСТ 26828-86 Изделия машиностроения и приборостроения. Маркировка

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

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

СП 5.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования

МИ 2174-91 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения

МИ 2676-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Методика метрологической аттестации алгоритмов и программ обработки данных результатов измерений при определении объема и массы нефти и нефтепродуктов. Общие положения

МИ 2955-2010 Государственная система обеспечения единства измерений. Типовая методика аттестации программного обеспечения средств измерений

МИ 3002-2006 Государственная система обеспечения единства измерений. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок

СО 153-34.21.122-2003 Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций

Примечание — При пользовании настоящей рекомендацией целесообразно проверить действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящей рекомендацией следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящей рекомендации применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 контрольная сумма: Число, рассчитанное путем проведения определенных операций над входными данными (например, хэш-сумма, электронная подпись), обычно используемое для проверки правильности передачи данных по каналам связи (по ГОСТ Р 8.654-2009).

3.2 метрологически значимое программное обеспечение: Программы и программные модули, выполняющие функции сбора, передачи, обработки, хранения и представления измерительной информации, а также параметры, характеризующие тип средства измерений и внесенные в программное обеспечение (по ГОСТ Р 8.654-2009).

3.3 мобильная система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов: Совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на прямом методе динамических измерений массы нефтепродуктов и предназначенная для:

— измерения массы, температуры, давления и плотности нефтепродуктов;

— автоматической обработки результатов измерений;

— индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки.

3.4 нефтепродукт: Готовый продукт, полученный при переработке нефти, газоконденсатного, углеводородного и химического сырья (по ГОСТ 26098-84).

3.5 система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов: Совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на методе динамических измерений массы нефтепродуктов и предназначенная для:

— измерения объема и/или массы, температуры, давления и плотности нефтепродуктов;

— автоматической обработки результатов измерений;

— индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки.

3.6 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре продукта 15 °С или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю (по ГОСТ Р 8.595-2004).

3.7 учетная операция: Операция, проводимая поставщиком и потребителем или сдающей и принимающей сторонами, заключающаяся в определении массы продукта для последующих расчетов, при инвентаризации и арбитраже (по ГОСТ Р 8.595-2004).

4 Обозначения и сокращения

В настоящей рекомендации применены следующие обозначения и сокращения:

АРМ — автоматизированное рабочее место;

БИЛ — блок измерительных линий;

БИК — блок измерений показателей качества нефтепродуктов;

БФ — блок фильтров;

ГЛОНАСС — глобальная навигационная спутниковая система;

ЗИП — запасные части, инструменты, принадлежности и материалы;

ИЛ — измерительная линия;

КМХ — контроль метрологических характеристик;

НД — нормативный документ;

ПО — программное обеспечение;

ПП — преобразователь плотности;

ПР — преобразователь расхода;

ПУ — поверочная установка;

СИ — средство измерений;

СИКН — система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов;

СОИ — система обработки информации;

ТЗ — техническое задание;

ТПУ — трубопоршневая поверочная установка;

УРД — узел регулирования давления;

УРР-Д — узел регулирования расхода и давления;

ЭПУ — эталонная поверочная установка на базе мерников и весов;

GPS — global positioning system (глобальная система позиционирования).

5 Общие требования

5.1 Показатели назначения

5.1.1 СИКН предназначены для динамических измерений массы нефтепродуктов прямым или косвенным методами с погрешностью, не превышающей пределов, установленных в ГОСТ Р 8.595.

5.1.2 Основные функции СИКН при прямом методе динамических измерений:

Ознакомьтесь так же:  Минимальная пенсия по якутии

а) измерение массы нефтепродукта по каждой ИЛ преобразователями массового расхода;

б) вычисление массы нефтепродукта по СИКН в целом.

5.1.3 Основные функции СИКН при косвенном методе динамических измерений:

а) измерение объема нефтепродукта по каждой ИЛ преобразователями объемного расхода;

б) измерение плотности нефтепродукта в БИК поточным ПП;

в) измерение давления и температуры нефтепродукта преобразователями давления и температуры в БИЛ и БИК;

г) определение массы нефтепродукта по каждой ИЛ одним из следующих способов:

1) по результатам измерений объема нефтепродукта по каждой ИЛ и плотности нефтепродукта в БИК, приведенных к стандартным условиям при 15 °С и/или 20 °С и избыточному давлению, равному нулю;

2) по результатам измерений объема нефтепродукта по каждой ИЛ и плотности нефтепродукта в БИК, приведенной к условиям измерений объема (при разности температур в ИЛ и БИК не более 15 °С по ГОСТ Р 8.595);

д) вычисление массы нефтепродукта по СИКН в целом.

5.1.4 СИКН должны обеспечивать:

а) дистанционное и местное управление ИЛ (включение, выключение, поддержание заданного расхода);

б) дистанционное и местное поддержание минимально допустимого давления в СИКН;

Примечание — На мобильной СИКН допускается применять местное управление ИЛ и поддержание минимально допустимого давления в СИКН

в) дистанционное и местное управление расходом нефтепродукта через БИК;

г) автоматический отбор объединенной пробы:

1) пропорционально объему транспортируемого за смену нефтепродукта;

2) пропорционально времени;

д) ручной отбор точечной пробы;

е) автоматизированное и ручное выполнение поверки и КМХ ПР с помощью ПУ без нарушения работы СИКН. Формирование и печать протоколов поверки и КМХ ЛР;

ж) дистанционный и/или местный контроль герметичности запорной арматуры;

и) автоматический контроль, индикацию и сигнализацию предельных значений параметров:

1) расхода нефтепродукта по каждой ИЛ и в БИК;

2) плотности нефтепродукта;

З) температуры нефтепродукта по каждой ИЛ и в БИК;

4) давления нефтепродукта по каждой ИЛ и в БИК;

5) перепада давления на фильтрах;

к) индикацию и автоматическое обновление результатов измерений массы, объема, расхода нефтепродукта по каждой ИЛ и СИКН в целом, значений температуры, давления в БИЛ и БИК, плотности нефтепродукта с выводом на дисплей по требованию;

л) регистрацию, хранение и передачу результатов измерений и вычислений в системы верхнего уровня в заданные интервалы времени;

м) формирование, отображение, регистрацию в автоматическом режиме и по запросу текущих результатов измерений, результатов измерений за заданный интервал времени и приемо-сдаточных документов;

н) учет и формирование журнала событий СИКН (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов).

5.1.5 СИКН должны соответствовать действующим техническим регламентам Таможенного Союза, законодательным и нормативным правовым актам Российской Федерации, техническим регламентам, межгосударственным стандартам и национальным стандартам Российской Федерации в части, их касающейся, и ТЗ.

5.1.6 СИКН и СИ в составе СИКН должны иметь действующие свидетельства о поверке, сведения об утвержденных типах СИ должны быть внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Федеральным законом [1] и приказом [2].

5.2 Конструктивные требования

5.2.1 СИКН должны проектироваться (изготавливаться) по модульно-узловому принципу из унифицированных функциональных модулей и узлов различных типоразмеров и исполнения.

5.2.2 Переносные СИ и оборудование должны быть изготовлены из материалов, исключающих возможность образования искр при контакте между собой и конструкционными элементами СИКН.

5.2.3 Конструкция неэлектрического оборудования должна обеспечивать безопасность в соответствии с ГОСТ Р ЕН 13463-1.

5.2.4 Вся запорная арматура должна быть класса герметичности А по ГОСТ 9544.

5.2.5 Запорная арматура, протечки в узле затвора которой могут оказать влияние на достоверность учетных операций, результаты поверки и КМХ ПР, результаты поверки ПУ, должна быть обеспечена устройством контроля герметичности.

5.3 Требования надежности

5.3.1 Срок службы СИКН в условиях и режимах эксплуатации, установленных настоящей рекомендацией, должен составлять не менее 8 лет.

5.3.2 Допускается применение СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, со сроком службы менее 8 лет с ремонтом или заменой при эксплуатации СИКН.

5.3.3 дополнительные показатели надежности по ГОСТ Р 27.002 должны устанавливаться по согласованию с заказчиком в ТЗ в соответствии с ГОСТ 27.003.

5.3.4 СИКН должны быть восстанавливаемыми и сохранять свои характеристики в течение всего срока службы.

5.4 Требования стойкости к внешним воздействиям

СИКН должны быть устойчивыми к воздействию температуры, влаги, давления и должны сохранять технические и метрологические характеристики во время воздействия на них влияющих факторов в рабочих климатических условиях эксплуатации в зданиях (сооружениях) по таблице 5.1 и на открытом воздухе по таблице 5.2.

Таблица 5.1 — Условия эксплуатации в зданиях (сооружениях)

Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию

Документ распространяется на процесс проектирования систем измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) и предназначается для применения предприятиями добычи, транспортировки, переработки и хранения нефти независимо от организационно-правовых форм (заказчик); проектными организациями (разработчик).

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ
ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ
(ФГУП ВНИИР)
ГОССТАНДАРТА РОССИИ

Директор ФГУП ВНИИР

___________ В.П. Иванов

«____» __________ 2003 г.

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА
ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ.

СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ
КАЧЕСТВА НЕФТИ.
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ
ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ

(С изменением № 1 от 13.12.2005 г.)

Закрытым акционерным обществом «Центр метрологического обеспечения» (ЗАО «Центр МО»)

Открытым акционерным обществом «Инфракрасные микроволновые системы»

Межрегиональным открытым акционерным обществом «Нефтеавтоматика»

Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП ВНИИР) Госстандарта России

Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП ВНИИР) Госстандарта России 23.09.2003 г.

Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно — исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП ВНИИМС) Госстандарта России 30.09.2003 г.

Государственная система обеспечения единства измерений.

Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящая рекомендация распространяется на процесс проектирования систем измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) и предназначается для применения:

— предприятиями добычи, транспортировки, переработки и хранения нефти независимо от организационно-правовых форм (заказчик);

— проектными организациями (разработчик).

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем документе приведены ссылки на следующие нормативные документы:

• ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам;

• ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости;

• ГОСТ Р 8.595-2002 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений;

• ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Общие положения;

• ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление;

• ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб;

• ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия;

• Правила устройства электроустановок (ПУЭ);

• РД 153-39.4-042-99 Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти;

• СНиП 2.01.07-85 Нагрузки и воздействия

В настоящей рекомендации использованы следующие сокращения:

БИК — блок измерений показателей качества нефти;

БИЛ — блок измерительных линий;

БФ — блок фильтров;

ГНМЦ — государственный научный метрологический центр;

ИЛ — измерительная линия;

ЛВЖ — легковоспламеняющаяся жидкость;

MX — метрологические характеристики;

НД — нормативные документы;

НПВ — нижний предел взрываемости;

ПР — преобразователь расхода;

ПУ — поверочная установка;

СИ — средство измерений;

СИКН — система измерений количества и показателей качества нефти;

СОИ — система сбора и обработки информации;

ТЗ — техническое задание.

4 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

4.1 Настоящие требования разработаны в дополнение к требованиям действующих НД, распространяющихся на СИКН.

4.2 Проект СИКН подлежит метрологической экспертизе в специализированном ГНМЦ Госстандарта России или другой аккредитованной специализированной организации. Перечень документов, представляемых на метрологическую экспертизу проекта, приведен в приложении А.

4.3 Погрешность измерений массы товарной нефти должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.595 .

4.4 Погрешность СИ, входящих в состав СИКН, должна соответствовать требованиям РД 153-39.4-042 .

4.5 Погрешность измерений массы сырой нефти с применением СИКН должна быть определена НД на методику выполнения измерений, разработанным для конкретных условий.

4.6 Состав и объем технической документации, разрабатываемой и передаваемой заказчику, должен быть определен в ТЗ.

5 ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ

5.1 Проектирование СИКН следует осуществлять на основании технического задания.

5.2 ТЗ разрабатывают на основании технических требований к СИКН. Технические требования разрабатывает Заказчик. Типовые формы ТТ и ТЗ приведены в приложениях Б1 и Б2.

5.3 При разработке ТЗ необходимо учесть требования НД по определению массы нефти и методик поверки СИ СИКН.

5.4 ТЗ должно быть согласовано принимающей (или сдающей) нефть стороной и утверждено заказчиком. Срок разработки и утверждения ТЗ определяется условиями договора.

Ознакомьтесь так же:  Расторгнуть договор мены квартир

5.5 Если при согласовании ТЗ возникли замечания или разногласия между разработчиком и заказчиком (или другими заинтересованными организациями), то их представляют с техническим обоснованием и составляют протокол разногласий (форма произвольная), который обязаны подписать стороны. Решения по замечаниям и разногласиям принимают разработчик и заказчик до утверждения ТЗ.

5.6 Согласование проекта ТЗ разрешается оформлять отдельным документом (письмом). В этом случае под грифом «Согласовано» делают ссылку на этот документ.

5.7 Разработчик до передачи ТЗ на утверждение организует проведение его метрологической экспертизы в соответствии с ГОСТ Р 8.596 .

6 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ

6.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА СИКН

6.1.1 Состав СИКН определяют на стадии разработки ТЗ. В общем случае СИКН состоит из технологической части и системы сбора и обработки информации.

6.1.2 Основной состав технологической части:

В состав технологической части могут входить также:

— узел регулирования давления;

— узел регулирования расхода через ПУ;

— узел подключения передвижной ПУ;

— технологические и дренажные трубопроводы.

6.1.3 Пробозаборное устройство рекомендуется устанавливать с лубрикатором для обеспечения возможности извлечения пробозаборного устройства без остановки работы СИКН.

6.1.4 Узел регулирования давления предусматривают на выходе СИКН в случае, если возможно снижение давления ниже значения, определенного по п. 6.4 настоящей рекомендации.

6.1.5 Узел регулирования расхода через ПУ предусматривают при подключении ПУ на выходе измерительных линий.

6.1.6 Допускается использование одной стационарной ПУ для нескольких СИКН, расположенных на одной площадке.

6.2 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ, СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ И МАТЕРИАЛОВ

6.2.1 Необходимые расчеты и выбор технологического оборудования, СИ и материалов осуществляет разработчик с учетом технических требований заказчика и действующих НД.

6.2.2 Технические характеристики выбранного оборудования, а также технические и метрологические характеристики СИ должны обеспечивать необходимую точность измерений при заданных технологических режимах работы СИКН и характеристиках нефти.

6.2.3 Необходимость оснащения запорной и регулирующей арматуры электроприводами определяют в ТЗ в зависимости от объема автоматизации учетных операций, операций поверки и контроля MX ПР.

Запорную арматуру с условным диаметром более 150 мм рекомендуется оснащать электроприводами.

6.2.4 Запорная арматура, протечки которой могут оказать влияние на достоверность учетных операций, результаты поверки и контроля MX ПР, результаты поверки ПУ по ПУ 1-го разряда, должна быть с гарантированным перекрытием потока и устройством контроля протечек (местным или дистанционным). Количество и место установки вышеупомянутой арматуры определяют технологической схемой СИКН.

6.2.5 Трубы для технологических и дренажных трубопроводов следует выбирать с учетом категорий и условий эксплуатации трубопроводов согласно действующей отраслевой НД.

6.2.6 Качество и технические характеристики материалов и готовых изделий должны быть подтверждены в документации заводов-изготовителей.

6.2.7 Применяемые в проекте СИ должны быть внесены в Госреестр СИ, допущенных к применению в Российской Федерации.

6.3 ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ СИКН

6.3.1 При проектировании СИКН рекомендуется использовать технологические схемы, приведенные в приложении В.

6.3.2 Состав СИКН и выбранная технологическая схема должны обеспечивать выполнение следующих основных функций:

— измерения массы нефти;

— отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517 ;

— поверку ПР на месте эксплуатации без нарушения режима работы нефтепровода;

6.3.3 Технологическая схема СИКН должна обеспечивать:

— равномерное распределение потоков по ИЛ;

— регулирование расхода по ИЛ и через ПУ при проведении поверки и контроля MX СИ;

— контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результаты измерений и поверок;

— отбор проб нефти в БИК;

— дренаж оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха;

— контроль герметичности запорной арматуры дренажных трубопроводов;

— возможность очистки входного коллектора;

— возможность промывки или пропарки дренажных трубопроводов;

— возможность подключения системы промывки ПУ (при наличии стационарной ПУ);

— установку технологического оборудования и измерительных преобразователей в соответствии с требованиями эксплуатационной документации;

— демонтаж измерительных преобразователей и технологического оборудования без нарушения непрерывности процесса измерений.

6.3.4 Диаметры коллекторов, диаметры и количество измерительных линий, диаметры и длины трубопроводов технологических обвязок следует выбирать с учетом допустимых гидравлических потерь при максимальной производительности СИКН. Гидравлические потери должны быть не более:

— 0,2 МПа в режиме измерений;

— 0,4 МПа в режиме поверки (с учетом поверки ПУ по ПУ 1-го разряда).

При гидравлических расчетах рекомендуется пользоваться справочником Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. Машиностроение, 1992.

6.4 Избыточное давление в трубопроводе при всех режимах работы должно быть достаточным для компенсации потерь давления на СИКН и обеспечения давления на выходе СИКН и поверочной установки.

Значение минимального избыточного давления следует определять по формуле

где Р — минимальное избыточное давление в выходном коллекторе СИКН, МПа;

Рн — абсолютное давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти на СИКН, МПа;

ΔР — перепад давления в ПР.

6.5 Для СИКН, расположенных на приеме в резервуарный парк, давление на выходе из СИКН, определяемое расчетным путем, должно обеспечивать прием нефти в резервуары с учетом гидравлических потерь. При размещении СИКН между подпорной и основной насосной должно быть обеспечено требуемое давление на приеме основной насосной при всех режимах работы.

6.6 Отбор нефти в БИК может быть осуществлен как с входного, так и с выходного коллектора БИЛ. Отбор с входного коллектора осуществляют в случае выделения фильтров в отдельный блок.

6.7 БИК может быть выполнен по насосной или безнасосной схеме. Безнасосная схема может быть применена в случае возможности возврата нефти в технологический трубопровод с меньшим давлением.

7 ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ СОСТАВЛЯЮЩИХ СИКН

7.1 БЛОК ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ

7.1.1 Типовой состав БИЛ:

— входной и выходной коллекторы;

— ИЛ (рабочие, резервные и контрольно-резервная);

7.1.2 Диаметры входного и выходного коллекторов необходимо рассчитывать на максимальный расход нефти через СИКН с учетом допускаемой скорости потока (не более 7 м/с для магистральных нефтепроводов, не более 4 м/с для промысловых нефтепроводов).

7.1.3 На выходном коллекторе устанавливают манометр и преобразователь давления. На выходном коллекторе СИКН с преобразователями массового расхода, а также по требованию заказчика устанавливают термокарман для термометра и преобразователь температуры.

7.1.4 Диаметр коллектора к ПУ рассчитывают на максимальный поверочный расход с учетом допустимой скорости потока (не более 7 м/с для магистральных нефтепроводов, не более 4 м/с для промысловых нефтепроводов).

7.1.5 При наличии стационарной ПУ допускается контрольную ИЛ не предусматривать. При включении контрольной ИЛ в состав БИЛ рекомендуется использовать ее в качестве резервной.

7.1.6 Типовой состав ИЛ с преобразователем объемного расхода:

— задвижка или шаровой кран на входе ИЛ;

— фильтр тонкой очистки с быстросъемной крышкой, дренажным и воздушным кранами (если не предусмотрен отдельный БФ);

— преобразователь объемного расхода в комплекте со струевыпрямителем или прямыми участками до и после ПР;

— задвижка или шаровой кран с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек на выходе ИЛ;

— задвижка или шаровой кран с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек на выходе к ПУ;

— при необходимости регулятор расхода на выходе ИЛ;

— преобразователь температуры и термометр за нормированным участком после ПР;

— манометр и преобразователь давления за нормированным участком после ПР;

— шаровой кран для дренажа за нормированным участком после ПР (в случае конструктивной необходимости);

— шаровой кран-воздушник на входе ИЛ (при отсутствии фильтра на ИЛ).

В случае подключения ПУ до БИЛ запорную арматуру с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек предусматривают на входе ИЛ, на входе в коллектор к ПУ, а также на входе контрольной ИЛ.

7.1.7 Проектом должна быть предусмотрена поставка ПР с прямыми участками трубопроводов до и после ПР в комплекте завода-изготовителя. Допускается изготавливать прямые участки на заводе-изготовителе БИЛ в соответствии с требованиями изготовителя ПР.

7.1.8 Типовой состав ИЛ с преобразователем массового расхода:

— запорная арматура на входе ИЛ;

— фильтр тонкой очистки с быстросъемной крышкой, дренажным и воздушным кранами (если не предусмотрен отдельный БФ);

— преобразователь массового расхода;

— запорная арматура с гарантированным перекрытием потока и контролем протечек на выходах ИЛ в коллектор и к ПУ;

— регулятор расхода на выходе ИЛ;

— шаровой кран для дренажа;

— шаровой кран-воздушник в самой высокой точке ИЛ;

7.1.9 Тип применяемых ПР выбирают учетом значения рабочего расхода и параметров и показателей качества нефти (вязкость, содержание массовой доли воды, механические примеси).

7.1.10 Число ИЛ с преобразователями объемного расхода (турбинные, ультразвуковые и др.) рекомендуется выбирать не менее трех (две рабочие и одна резервная).

7.1.11 Число ИЛ с преобразователями массового расхода допускается выбирать не менее двух (рабочая и резервно-контрольная).

Ознакомьтесь так же:  Требования к ровности покрытия

7.1.12 Число резервных ИЛ должно быть не менее 30 % от числа рабочих ИЛ.

7.1.13 Типоразмер ПР следует выбирать исходя из минимального и максимального значений расхода через БИЛ. При работе БИЛ по одной ИЛ с минимальным расходом загрузка ПР должны быть в пределах его пропускной способности согласно паспортным данным.

7.1.14 Число ИЛ рассчитывают исходя из максимально возможного расхода нефти через трубопровод. Пример расчета числа ИЛ СИКН приведен в приложении Г.

7.1.15 При выборе типоразмера ПР необходимо учитывать следующие обстоятельства: чем меньше диаметр ПР, тем больше срок его службы, меньше затраты на обслуживание и ремонт, меньше габариты, масса и стоимость ПУ. Рекомендуется выбирать ПР диаметром не более 400 мм, а общее число ИЛ — не более десяти.

7.1.16 Дренажную систему БИЛ следует проектировать закрытой.

7.1.17 Необходимо предусматривать систему контроля герметичности дренажной арматуры.

7.1.18 Термокарманы преобразователей температуры и термометров должны обеспечивать глубину погружения в нефть их защитных гильз:

— в трубопроводах с Ду от 50 до 300 мм — не менее 1/2 Ду,

— в трубопроводах с Ду более 300 мм:

не менее 1/3 Ду для преобразователей температуры;

не более 135 мм для термометров.

(Введен дополнительно. Изм. № 1)

7.2 БЛОК ИЗМЕРЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ

7.2.1 При проектировании БИК рекомендуется использовать технологические схемы, приведенные в приложении Д.

7.2.2 Нефть в БИК отбирают через пробозаборное устройство в соответствии с ГОСТ 2517 .

7.2.3 Значение расхода нефти через пробозаборное устройство должно соответствовать требованиям ГОСТ 2517 . Расход нефти через поточные преобразователи (плотности, вязкости, влагосодержания) должен соответствовать требованиям эксплуатационной документации на преобразователи.

7.2.4 Расчет, подтверждающий обеспечение требуемого значения расхода через БИК, приводят в проектной документации. Методика расчета приведена в приложении Е.

7.2.5 БИК изготавливают в заводских условиях и размещают в отапливаемом помещении. Допускается размещение БИК в общем помещении с БИЛ. Инженерные системы помещения должны обеспечивать заданные в ТЗ условия работы БИК и безопасность его эксплуатации.

7.2.6 В БИК должны быть установлены:

— поточные преобразователи плотности (рабочий и резервный) с параллельно-последовательной схемой подключения;

— поточные преобразователи влагосодержания (рабочий и резервный) с параллельно-последовательной схемой подключения;

— при необходимости поточные преобразователи вязкости (рабочий и резервный) с параллельно-последовательной схемой подключения (допускается не включать преобразователи вязкости в состав БИК в случае применения ПР, на погрешность которых не влияет изменение вязкости);

— преобразователь температуры и термокарман для термометра;

— преобразователь давления и манометр;

— автоматические пробоотборники в соответствии с ГОСТ 2517 , обеспечивающие отбор проб по заданной программе, с герметичными контейнерами вместимостью не менее трех литров (рабочий и резервный);

— устройство для ручного отбора точечных проб в соответствии с ГОСТ 2517 ;

— циркуляционные насосы (рабочий и резервный), обеспечивающие требуемый расход нефти через БИК (в случае насосной схемы);

— при необходимости регулятор расхода нефти через БИК;

— при необходимости система промывки поточных преобразователей;

— при необходимости фильтры (рабочий и резервный).

В состав БИК могут включаться дополнительные СИ показателей качества нефти (анализаторы содержания соли, серы).

При измерении массы нефти прямым динамическим методом допускается не включать поточный плотномер в состав БИК, при этом следует предусмотреть место подключения преобразователя плотности для проведения поверки и контроля MX преобразователей массового расхода.

7.2.7 Инженерные системы помещения БИК должны обеспечивать:

— искусственное освещение с освещенностью не менее 100 люкс;

— автоматическое регулирование температуры в помещении в заданных пределах;

— естественную вытяжную вентиляцию из верхней зоны по полному объему помещения;

— механическую вытяжную вентиляцию из нижней зоны периодического действия с восьмикратным воздухообменом в час по полному объему помещения, включаемую автоматически (при достижении загазованности в объеме 20 % от НПВ) и вручную с кнопочного поста, размещенного снаружи у входа в помещение;

— автоматическое отключение всех электропотребителей (кроме вентилятора) при достижении загазованности в объеме 40 % от НПВ для магистральных и 50 % для промысловых нефтепроводов;

— контроль загазованности и пожара с соответствующей световой и звуковой сигнализацией снаружи у входа в помещение и на сигнальном табло в операторной.

7.2.8 В БИК предусматривают:

— узел для подсоединения пикнометрической установки на ветви преобразователя плотности;

— место для выполнения измерений плотности нефти ареометром.

7.2.9 Термокарманы преобразователей температуры и термометров должны обеспечивать глубину погружения в нефть их защитных гильз по 7.1.18.

(Новая редакция. Изм. № 1)

7.2.10 Дренажная система должна быть закрытой. В верхних точках технологической обвязки предусматривают шаровые краны-воздушники.

7.2.11 В технологической обвязке поточных преобразователей и оборудования БИК следует применять полнопроходные шаровые краны.

7.3 БЛОК ФИЛЬТРОВ

7.3.1 БФ должен состоять не менее чем из двух фильтров (рабочий и резервный).

7.3.2 Количество и диаметр фильтров рассчитывают из условия обеспечения максимальной производительности СИКН при общем перепаде давления на БФ не более 0,05 МПа.

7.3.3 Рекомендуется применять фильтры с быстросъемными крышками, фильтрующими элементами из нержавеющей стали.

7.3.4 Фильтрующий элемент следует выбирать исходя из условия обеспечения необходимой степени фильтрации с учетом показателей качества нефти.

7.3.5 Фильтр оснащают дренажным краном, краном-воздушником, преобразователем перепада давления и манометрами или показывающими дифманометрами с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1,0 %.

7.3.6 Дренажная система БФ должна быть закрытой.

7.4 ПОВЕРОЧНАЯ УСТАНОВКА

7.4.1 ПУ выбирают, исходя из следующих условий:

— пропускная способность ПУ должна соответствовать полному диапазону расхода ПР;

— максимальное рабочее давление ПУ должно соответствовать максимальному рабочему давлению СИКН;

— пределы допускаемой относительной погрешности ПУ должны соответствовать требованиям ГОСТ 8.510 ;

— обеспечение возможности проведения поверки ПР на месте эксплуатации без нарушения режимов перекачки нефти.

7.4.2 На входе и выходе ПУ должны быть установлены:

— преобразователь температуры и термокарман для стеклянного термометра;

— манометр и преобразователь давления.

7.4.3 Необходимо предусматривать возможность поверки стационарной ПУ с помощью передвижной ПУ или эталонных весов и мерников.

7.4.4 Трубопроводы подключения ПУ к БИЛ должны проектироваться с наименьшим числом поворотов.

7.4.5 При опорожнении ПУ участки трубопроводов, ограниченные запорной арматурой, должны опорожняться полностью.

7.4.6 Стационарную ПУ размещают в здании или предусматривают теплоизоляцию калиброванного участка.

7.4.7 Конструкция ПУ должна обеспечивать возможность автоматизированного управления процессом поверки.

7.4.8 ПУ должна иметь закрытую дренажную систему с герметичной запорной арматурой.

7.5 СИСТЕМА СБОРА И ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ

7.5.1 Система сбора и обработки информации обеспечивает автоматизированное выполнение функций сбора, обработки, отображения, регистрации информации по учету нефти и управление режимами работы СИКН.

7.5.2 При проектировании СОИ должны быть обеспечено «горячее» резервирование.

7.5.3 Число входов СОИ должно быть определено при разработке ТЗ с учетом резерва (не менее одного входа каждого типа из используемых).

7.5.4 СОИ должна обеспечивать выполнение функций:

а) обработка сигналов, поступающих от первичных измерительных преобразователей;

б) преобразование значений параметров входных сигналов в значения величин и их отображение;

в) автоматизация операций поверки и контроля MX ПР с формированием протоколов;

г) отображение и регистрация измерительной и технологической информации:

— просмотр в реальном масштабе времени режимов работы ИЛ и измерительных преобразователей, пределов измеряемых величин, пределов разности показаний преобразователей;

— просмотр констант и коэффициентов СИ;

— автоматическое построение, отображение и печать графиков измеряемых величин (трендов);

— оповещение персонала о нарушениях технологического режима и аварийных ситуациях (вывод сообщения на экран, подача звукового сигнала, вывод на печать);

— регистрация событий в журнале событий;

д) автоматизированное управление и технологический контроль за работой оборудования:

— установку режимов работы ИЛ и измерительных преобразователей БИК;

— переключение комплектов оборудования;

е) формирование основных отчетных документов:

— отчетов (сменного, суточного, месячного);

— паспорта качества нефти;

— суточного оперативного журнала регистрации показаний СИ СИКН;

ж) архивирование данных;

з) печать отчетных документов, журналов событий, протоколов поверки и контроля;

и) привилегированный доступ при помощи паролей по уровням управления и работы с программой;

к) прием данных от систем противопожарной автоматики, контроля загазованности;

л) прием и отображение в реальном времени данных СИ, не входящих в состав СИКН (индикаторов фазового состояния, преобразователей давления, уровнемеров);

м) создание мнемосхем;

н) создание и редактирование шаблонов отчетных документов; о) защита СОИ от несанкционированного доступа;

п) вывод информации в локальную сеть принимающей (сдающей) стороны по согласованным протоколам обмена.

7.5.5 СОИ должна обеспечивать отображение и вывод на печать отчетных данных с числом значащих цифр после запятой, указанным в таблице 7.1.