СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,
СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»

 

РАСХОД И КОЛИЧЕСТВО
ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СРЕД.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К УЗЛАМ УЧЕТА

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью
«Отраслевой метрологический центр Газметрология»

Общество с ограниченной ответственностью
«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»

Москва 2006

 

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН     Обществом с ограниченной ответственностью «Отраслевой метрологический центр Газметрология» (ООО «ОМЦ Газметрология»)

2 ВНЕСЕН              Управлением метрологии и контроля качества газа и Управлением автоматизации технологических процессов Департамента автоматизации, информатизации, телекоммуникаций и метрологии

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «Газпром» от 28 июля 2006 г. № 160 с 20 октября 2006 г.

4 ВВЕДЕН ВЗАМЕН РД 51-31323949-49-2000 и РД 51-31323949-52-2000

ВВЕДЕНИЕ

Стандарт разработан на основании решения технического совещания специалистов ОАО «Газпром» в г. Тюмени 6 - 9 октября 2003 г.

Целью стандарта является создание единых метрологических и технических требований к узлам учета жидких углеводородных сред ОАО «Газпром» с использованием новых отечественных и зарубежных разработок в области расходометрии и с учетом требований существующей нормативной документации на узлы учета и углеводородные среды.

Отсутствие нормативного документа, регламентирующего требования к узлам учета жидких углеводородных сред, до последнего времени при проектировании восполнялось аналогичной документацией для узлов учета нефти и нефтепродуктов, имеющих существенные отличия. Основываясь на руководящем документе [1] и других нормативных документах на нефть и нефтепродукты, настоящий стандарт учитывает специфику узлов учета жидких углеводородных сред и, в частности:

- устанавливает требования к условиям обеспечения однофазности потока нестабильных жидких углеводородных сред (дополнительно к стабильным средам);

- устанавливает требования к узлам хозрасчетного и технологического учета (дополнительно к узлам коммерческого учета);

- предусматривает использование преобразователей расхода следующих типов вихревых, с сужающими устройствами, с усредняющими напорными трубками (дополнительно к турбинным, ультразвуковым, камерным и кориолисовым преобразователям расхода);

- устанавливает требования к теплоизоляции элементов узла учета;

- содержит рекомендации по структуре и объему автоматизации блока сбора, обработки и передачи информации;

- содержит рекомендации по выбору средств измерений расхода и плотности.

Стандарт разработан группой сотрудников ООО «ОМЦ Газметрология» при постоянном научно-техническом и организационном содействии со стороны начальника Управления метрологии и контроля качества газа В.В. Смирнова, заведующего сектором Управления метрологии и контроля качества газа И.А. Прудникова, начальника Управления автоматизации технологических процессов В.С. Битюкова, заместителя начальника отдела Управления автоматизации технологических процессов В.М. Пушнова. Требования и рекомендации, относящиеся к блоку сбора, обработки и передачи информации (подраздел 7.5 и приложение Д), разработаны совместно с ЗАО НИЦ «ИНКОМСИСТЕМ», г. Казань.

 

РАСХОД И КОЛИЧЕСТВО ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СРЕД. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К УЗЛАМ УЧЕТА

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает основные метрологические и технические требования к узлам учета жидких углеводородных сред и распространяется на вновь вводимые и модернизируемые узлы коммерческого, технологического и хозрасчетного учета жидких углеводородных сред на объектах их добычи, транспортировки и переработки.

Стандарт распространяется на узлы учета с использованием турбинных, ультразвуковых, вихревых, кориолисовых, камерных (ротационных, лопастных и др.) преобразователей расхода, а также преобразователи расхода с применением сужающих устройств и усредняющих напорных трубок.

Положения стандарта являются обязательными за исключением случаев, где говорится об их рекомендательном характере или о допускаемых отклонениях от установленных требований.

Стандарт предназначен для организаций добычи, транспортировки, переработки углеводородных сред ОАО «Газпром» и для проектных организаций.

2 Нормативные ссылки

Настоящий стандарт использует нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2.105-95 Единая система конструкторской документации Общие требования к текстовым документам

ГОСТ 1756-2000 Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 15528-86 Средства измерений расхода, объема или массы протекающих жидкости и газа. Термины и определения

ГОСТ Р 52340-2005 Нефть. Определение давления паров методом расширения

ГОСТ 8.586.5-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений

ГОСТ Р 8.819-2013 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений, используемых при определении компонентного состава газового конденсата

СТО Газпром 5.5-2007 Обеспечение единства измерений. Конденсат газовый нестабильный. Методика определения компонентно-фракционного и группового углеводородного состава

СТО Газпром 5.10-2008 Обеспечение единства измерений. Методика расчёта давления насыщения и вязкости нестабильных жидких углеводородов

СТО Газпром 5.23-2008 Обеспечение единства измерений. Нефть. Конденсат. Определение компонентного состава методом хромато-масс-спектрометрии

СТО Газпром 5.44-2012 Обеспечение единства измерений. Метрологическая экспертиза технической и конструкторской документации. Организация и порядок проведения.

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по указателю «Национальные стандарты», составленному на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

(Измененная редакция. Изм. № 1)

3 Термины, определения и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 15528 и [2], а также следующие термины с соответствующими определениями.

3.1.1 жидкие углеводородные среды; УВС: Стабильные и нестабильные газовые конденсаты, широкая фракция легких углеводородов [3], деэтанизированные газовые конденсаты, нефтегазоконденсатные смеси, нефть деэтанизированная [4], находящиеся в условиях проведения измерений в однофазном (жидком) состоянии.

3.1.2 стабильные УВС: УВС, содержащие преимущественно углеводородные компоненты С_5+выше, с минимальным остаточным содержанием углеводородных компонентов С₁ - С₄, имеющие давление насыщенных паров по Рейду не более 0,0667 МПа.

3.1.3 нестабильные УВС: УВС, содержащие наряду с углеводородными компонентами С_5+выше, значительную долю углеводородных компонентов С₁ - С₄ и имеющие давление насыщенных паров по Рейду более 0,0667 МПа.

3.1.4 давление насыщенных паров по Рейду: Абсолютное давление пара УВС при температуре 37,8 °С и соотношении объемов паровой и жидкой фаз 4:1.

Примечание - Давление насыщенных паров по Рейду измеряют согласно ГОСТ 1756, ГОСТ Р 52340 или рассчитывают по специальному алгоритму.

3.1.5 давление насыщения: Давление перехода УВС из жидкого однофазного состояния в двухфазное.

Примечание - Давление насыщения рассчитывают в соответствии с СТО Газпром 5.10 или определяют по методике, указанной в нормативной документации для данного вида УВС.

(Измененная редакция. Изм. № 1)

3.1.6 узел учета УВС (узел учета): Комплект средств измерений и устройств, обеспечивающий учет массового расхода и массы брутто УВС, а также, при необходимости, определение ее показателей качества.

3.1.7 узел коммерческого учета: Узел учета, предназначенный для проведения взаимных расчетов между продавцом и покупателем, где одна из сторон является сторонней организацией по отношению к ОАО «Газпром».

3.1.8 узел хозрасчетного учета: Узел учета, предназначенный для проведения оценки экономической деятельности внутри дочернего общества ОАО «Газпром» или передачи УВС на другое дочернее общество ОАО «Газпром».

3.1.9 узел технологического учета: Узел учета, предназначенный для измерения расхода и массы УВС в технологических целях внутри дочернего общества ОАО «Газпром».

3.1.10 измерительная линия; ИЛ: Один из трубопроводов с установленным в нем преобразователем расхода, предназначенным для учета УВС или контроля других преобразователей расхода.

Примечание 1 - ИЛ рабочая - ИЛ, находящаяся в работе при нормальном режиме эксплуатации узла учета.

Примечание 2 - ИЛ контрольная - ИЛ, применяемая для контроля метрологических характеристик рабочих ПР в период между поверками.

Примечание 3 - ИЛ резервная - ИЛ, используемая при отказе и во время ремонта рабочих ИЛ.

3.1.11 входной коллектор ИЛ: Трубопровод, служащий для распределения потока по нескольким ИЛ.

3.1.12 выходной коллектор ИЛ: Трубопровод, служащий для сбора потоков нескольких ИЛ в один общий поток.

3.1.13 рабочие условия: Условия измерений, характеризуемые совокупностью значений параметров потока и среды в месте размещения преобразователя расхода.

3.1.14 основные параметры потока и среды: Параметры потока и среды, необходимые для определения массового расхода и массы УВС.

Примечание - К основным параметрам потока и среды, в зависимости от выбранного метода измерений, могут относиться: объемный расход при использовании преобразователя объемного расхода; массовый расход при использовании преобразователя массового расхода; перепад давлений на сужающем устройстве или усредняющей напорной трубке; абсолютное давление; плотность среды; компонентный состав (при необходимости расчета других основных параметров потока и среды); температура; коэффициенты сжимаемости и температурного расширения жидкости; динамическая вязкость.

3.1.15 дополнительные параметры потока и среды: Параметры, используемые для контроля работоспособности узла учета и выполнения требований к условиям измерений.

3.1.16 показатели качества УВС: Физико-химические параметры измеряемой среды, регламентированные техническими условиями на конкретный вид УВС.

Примечание - К показателям качества УВС могут относиться: содержание углеводородных компонентов, азота, диоксида углерода, сероводорода, метанола, меркаптановой серы, воды, щелочи, механических примесей и др.

3.1.17 контроль метрологических характеристик: Сличение в период между поверками показаний рабочего и контрольного средств измерений с целью установления пригодности рабочего средства измерения к дальнейшей эксплуатации.

3.1.18 стабилизированное течение: Движение среды, при котором профили продольных скоростей вдоль трубопровода не изменяются, а закрутка потока отсутствует.

Примечание - Профили продольных скоростей при стабилизированном течении зависят от числа Рейнольдса и шероховатости внутренней стенки трубопровода.

3.1.19 устройство подготовки потока; УПП¹⁾: Устройство, после прохождения которого поток приобретает кинематическую структуру, близкую к структуре стабилизированного потока.

¹⁾ До последнего времени все УПП называли струевыпрямителями. В настоящее время струевыпрямителями называют (см. [5]) устройства для выполнения одной из функций УПП - устранения закрутки потока.

3.1.20 формирователь потока: Устройство подготовки потока или струевыпрямитель, позволяющие устранить закрутку потока или уменьшить искажение эпюры скоростей потока жидкой углеводородной среды.

(Введен дополнительно. Изм. № 1)

3.1.21 автоматизированное рабочее место оператора: Электронные средства (персональный компьютер с соответствующим программным обеспечением в комплекте с монитором, устройствами ввода и принтером), предназначенные для сбора, обработки и отображения мнемосхемы узла учёта, информации о контролируемых и измеряемых параметрах, а также формирования отчётных документов и вывода их на печать.

(Введен дополнительно. Изм. № 1)

3.1.22 блок контроля качества: Часть конструкции узла учёта, состоящая из измерительных преобразователей, измерительных приборов и технологического оборудования, предназначенная для отбора проб и измерений показателей качества жидкой углеводородной среды.

(Введен дополнительно. Изм. № 1)

3.1.23 блок измерительных линий: Часть конструкции узла учёта, состоящая из входного и выходного коллекторов, измерительных линий, закрытой дренажной системы и коллектора к поверочной установке при необходимости.

(Введен дополнительно. Изм. № 1)

3.1.24 блок сбора, обработки и передачи информации: Часть измерительной системы узла учёта, состоящая из программно-технических средств (вычислительных устройств), предназначенных для обработки показаний средств измерений параметров потока, и, при необходимости, средств измерений физико-химических показателей жидкой углеводородной среды, обеспечения обмена данными между компонентами измерительной системы узла учёта и взаимодействия с системами вышестоящего уровня.

(Введен дополнительно. Изм. № 1)

3.1.25 блок рабочего эталона расхода: Часть конструкции узла учёта, состоящая из поверочной установки, предназначенной для поверки преобразователей расхода или счётчиков, установленных на измерительных линиях узла учёта, а также в случае поверки поверочной установки на месте её эксплуатации, эталонной стационарной установки или площадки для её размещения и подключения.

(Введен дополнительно. Изм. № 1)

3.1.26 эталонная измерительная линия: Измерительная линия, оснащённая эталонным преобразователем расхода и предназначенная для поверки или контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода.

(Введен дополнительно. Изм. № 1)

3.1.27 кажущаяся плотность нестабильной жидкой углеводородной среды: Плотность среды, рассчитанная по значениям кажущихся плотностей компонентов и/или фракций этой среды, которые равны обратной величине изменения объёма среды при растворении в ней 1 кг компонента (фракции).

(Введен дополнительно. Изм. № 1)

3.2 Сокращения

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими процессами;

АРМ - автоматизированное рабочее место;

БИЛ - блок измерительных линий;

БКК - блок контроля качества УВС;

БОИ - блок сбора, обработки и передачи информации;

БРЭР - блок рабочего эталона расхода;

БФ - блок фильтров;

ИЛ - измерительная линия;

ПЗУ - пробозаборное устройство;

ПР - преобразователь расхода;

ПТС - программно-технические средства;

РЭР - рабочий эталон расхода;

СИ - средство измерений;

СТМ - система телемеханики;

УПП - устройство подготовки потока;

УВС - жидкая углеводородная среда.

ФП - формирователь потока.

(Измененная редакция. Изм. № 1)

4 Общие положения

4.1 Требования настоящего стандарта должны применяться в ОАО «Газпром» наряду с нормативными документами (СНиП и др.), относящимися к проектированию узлов учета.

4.2 Проектирование узла учета должно осуществляться на основании договора и технического задания на проектирование.

4.2.1 Перечень данных, которые должны быть представлены в техническом задании, приведены в приложении А.

4.2.2 Техническое задание на проектирование коммерческого узла учета должно быть согласовано принимающей и сдающей УВС сторонами и, до утверждения заказчиком, пройти метрологическую экспертизу.

4.3 Предпроектная и проектная документации узлов учета подлежат метрологической экспертизе.

4.4 Перечень технической и конструкторской документации коммерческих и хозрасчётных узлов учёта, подлежащей обязательной метрологической экспертизе, приведён в СТО Газпром 5.44.

Метрологическую экспертизу документации проводят проектные организации или базовые организации метрологической службы ОАО «Газпром», аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений.

Перечень материалов проекта узла учёта, представляемых на метрологическую экспертизу, приведён в приложении Б.

(Новая редакция. Изм. № 1)

5 Условия измерений

5.1 Измеряемая среда

Измеряемой средой являются УВС (см 3.1.1), находящиеся в условиях проведения измерений в однофазном (жидком) состоянии.

5.2 Условия движения среды

5.2.1 Для обеспечения однофазного состояния УВС её абсолютное давление должно удовлетворять условию

где p_н - давление насыщения (давление начала кипения) УВС, МПа;

p_з - технологический запас, МПа.

Значение технологического запаса p_з рассчитывают по формулам:

- для стабильных УВС на коммерческих и хозрасчётных узлах учёта, стабильных и нестабильных УВС на технологических узлах учёта

- для нестабильных УВС на коммерческих и хозрасчётных узлов учёта

где  - абсолютная погрешность определения p_н, МПа.

(Новая редакция. Изм. № 1)

5.2.2 (Исключен. Изм. № 1)

5.2.3 Скорость потока УВС в ИЛ не должна превышать 4 м/с при измерении жидких стабильных УВС и 3 м/с - нестабильных УВС.

Увеличение скорости потока в ИЛ возможно при соблюдении следующих условий:

- наличие заземления всех металлических и электропроводных неметаллических частей технологического оборудования узла учёта, содержащих УВС;

- исключена возможность образования взрывоопасных концентраций паровоздушных смесей (температура жидкости ниже нижнего температурного предела распространения пламени; среда в аппаратах не содержит окислителей и находится под избыточным давлением; аппараты и оборудование заполнены инертными газами).

В этих случаях скорость движения УВС ограничивается только необходимостью обеспечения технологического режима её перекачки.

(Новая редакция. Изм. № 1)

5.2.4 Во избежание возникновения кавитации в проточной части ПР необходимо выполнять требования нормативной документации на ПР конкретных типов к величине давления за ПР.

5.2.5 Разница температур УВС в местах размещения ПР и измерения плотности (при косвенном методе динамических измерений) на коммерческих узлах учёта не должна превышать 15 °С, на хозрасчётных - 30 °С. На технологических узлах учёта допускаемое значение абсолютной разницы температур УВС в местах размещения ПР и измерения плотности устанавливается техническим заданием на проектирование узла учёта.

(Новая редакция. Изм. № 1)

5.2.6 Допустимые пульсации потока, режим течения, значения температур, давлений, скоростей потока и чисел Рейнольдса должны соответствовать требованиям, изложенным в технической документации на используемые СИ.

5.3 Внешние условия

Климатические условия, характеристики энергоснабжения, допустимые напряженности магнитных полей и уровни индустриальных радиопомех должны соответствовать требованиям, изложенным в технической документации на используемые СИ.

6 Общие требования к узлам учета

6.1 Состав узлов учета

6.1.1 В общем случае узел учета состоит из блоков, перечисленных в таблице 6.1

Таблица 6.1 - Состав узла учета УВС

6.1.2 При компоновке узлов коммерческого учета рекомендуется использовать примеры приложения В.

В узлах хозрасчетного и технологического учета, по сравнению с узлами коммерческого учета, кроме БКК, в зависимости от предъявляемых к ним требований по точности измерений, уровню автоматизации и специфики используемых СИ, может быть исключен ряд элементов. Например, могут не предусматриваться БРЭР, дистанционные датчики давления и температуры, вместо шаровых электроприводных кранов с контролем протечек может использоваться различная запорная арматура без электропривода и контроля протечек.

6.2 Метрологические требования

Относительная расширенная неопределённость измерений массы брутто УВС при коэффициенте охвата 2 в зависимости от статуса и значения максимального проектного среднегодового массового расхода (пропускной способности) узла учёта не должна превышать значений, приведённых в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Показатели точности измерений

(Новая редакция. Изм. № 1)

6.3 Функциональные возможности

6.3.1 Узел коммерческого учета УВС должен обеспечивать возможность:

а) определения массового расхода (в т/ч) и массы брутто (в т) среды по каждой ИЛ и узлу учета в целом во всем диапазоне изменений расхода УВС;

б) определения показателей качества УВС;

в) автоматического поддержания величины расхода через ИЛ в требуемом диапазоне;

г) автоматического выполнения поверки и контроля ПР и контроля поточного плотномера;

д) автоматического контроля значений наиболее важных параметров и обеспечения световой и/или звуковой сигнализации в случае их перехода за допустимые пределы;

е) контроля условий проведения измерений;

ж) демонтажа и установки отдельных СИ и элементов оборудования;

з) очистки фильтров;

и) контроля герметичности запорной арматуры, влияющей на результаты измерений и поверок;

к) пломбирования запорной арматуры, открытие которой приводит к изменению результатов измерений;

л) проведения поверок СИ в соответствии с методиками поверок;

м) слива УВС из оборудования и трубопроводов через дренажные трубопроводы;

н) полного, без остатков воздуха, заполнения УВС оборудования и трубопроводов;

о) очистки входного коллектора (при необходимости);

п) промывки или пропарки дренажных трубопроводов.

6.3.2 Узлы хозрасчетного и технологического учета должны обеспечивать возможность выполнения указаний, приведенных в перечислениях а), е) - п) 6.3.1.

Необходимость выполнения указаний перечислений б) - д) 6.3.1 для технологических узлов учета не является обязательной, а для хозрасчетных узлов учета рассматривается на стадии проектирования.

6.4 Оснащение узлов учета

6.4.1 Узел учета должен соответствовать требованиям техники безопасности, охраны труда, взрывобезопасности, пожарной безопасности и санитарно-технических правил, определяемым нормативными документами [6, 7, 8, 9, 10, 11].

6.4.2 Диаметры и длины трубопроводов следует выбирать с учетом допустимых гидравлических потерь при максимальной производительности узла учета. Гидравлические потери на узле учета в режиме измерений должны быть не более 0,2 МПа, в режиме поверки (с учетом поверки РЭР 2-го разряда по РЭР 1-го разряда) - не более 0,4 МПа. При расчете гидравлических потерь рекомендуется использовать справочник [12].

6.4.3 Запорная арматура узлов коммерческого учета, протечки в которой могут оказать влияние на результаты измерений расхода и массы УВС, поверки и контроля метрологических характеристик ПР, поверки РЭР 2-го разряда по РЭР 1-го разряда, должна иметь устройство контроля протечек. На узлах хозрасчетного и технологического учета допускается использовать запорную арматуру без контроля протечек.

6.4.4 Технические характеристики и качество материалов и готовых изделий должны быть подтверждены в документации заводов-изготовителей.

6.4.5 На узлах учета применяют СИ, прошедшие испытания с целью утверждения типа в соответствии с [13].

6.4.6 Рекомендуется запорную арматуру с условным диаметром более 150 мм оснащать электроприводами.

6.4.7 Для обеспечения требований перечислений м) - п) 6.3.1 узел учета должен быть оснащен дренажными трубопроводами, шаровыми кранами для перекрытия дренажных трубопроводов, шаровыми кранами для удаления, при необходимости, газа в верхних точках оборудования и трубопроводов и др.

6.4.7.1 Дренажная система должна быть закрытой, с уклоном трубопроводов не менее 0,002.

6.4.7.2 При необходимости следует предусмотреть раздельные дренажные системы для учтенной и неучтенной УВС.

6.4.8 Если в течение года абсолютная разница температур УВС и окружающего воздуха превышает 30 °С на участках наибольшего влияния теплообмена (см 6.4.8.1) на погрешность расхода и отсутствует утвержденный установленным образом расчет, подтверждающий возможность использования узлов учета без теплоизоляции, то соответствующие участки следует теплоизолировать.

(Измененная редакция. Изм. № 1)

6.4.8.1 К участкам наибольшего влияния теплообмена относятся:

- участок ИЛ между термопреобразователем и ПР вместе с прилегающими к нему выше и ниже по потоку участками длиной, равной пяти внутренним диаметрам ИЛ;

- участок трубопровода от ПЗУ до плотномера (включая участок до термопреобразователя, установленного вблизи плотномера, и прилегающий к нему участок длиной, равной пяти внутренним диаметрам данного трубопровода);

- калиброванный участок трубопоршневой установки (при ее наличии).

6.4.8.2 Конструкция тепловой изоляции должна соответствовать требованиям, изложенным в СП 61.13330.2012 [14], и другой действующей нормативной документации.

Материалы, используемые в теплоизоляционных конструкциях:

- должны иметь гигиенический и пожарный сертификаты, а также сертификат соответствия качества продукции;

- не должны выделять в процессе эксплуатации вредные, пожароопасные и взрывоопасные, неприятно пахнущие вещества в количествах, превышающих предельно допустимые концентрации;

- не должны выделять болезнетворные бактерии, вирусы и грибки.

(Новая редакция. Изм. № 1)

6.4.8.3 Расположенные на изолируемом участке трубопровода арматуру, фланцевые соединения, люки и выступающую над трубопроводом часть термопреобразователя следует изолировать, если изолируется участок трубопровода, на котором они установлены. Тепловая изоляция тех из названных устройств, которые подвергаются периодическому контролю, должна быть съемной.

6.4.8.4 (Исключен. Изм. № 1)

6.4.9 Соединительные трубки, предназначенные для передачи давления к измерительным преобразователям, устанавливают в соответствии с 6.2.9 ГОСТ 8.586.5.

(Измененная редакция. Изм. № 1)

7 Требования к блокам узлов учета

7.1 Блок измерительных линий

7.1.1 Состав БИЛ

Состав БИЛ приведен в таблице 7.1

Таблица 7.1 - Состав БИЛ

(Измененная редакция. Изм. № 1)

7.1.2 Требования к БИЛ

7.1.2.1 Диаметры коллекторов, диаметры и количество ИЛ, диаметры и длины трубопроводов технологических обвязок следует выбирать с учётом гидравлических потерь при максимальной производительности узла учёта.

Все ИЛ, входящие в коллекторную систему коммерческих узлов учёта, должны, как правило, иметь одинаковый условный проход. На хозрасчётных и технологических узлах учёта и в случае необходимости измерения малых расходов УВС на коммерческих узлах учёта допускается применение ИЛ с различным внутренним диаметром.

(Новая редакция. Изм. № 1)

7.1.2.2 Рабочие и резервные ИЛ устанавливаются параллельно друг другу.

Контрольно-резервную ИЛ устанавливают по последовательно-параллельной схеме с рабочими ИЛ, что обеспечивает её работу в контрольном и резервном режимах.

Контрольную ИЛ устанавливают по последовательной схеме с рабочими и резервными ИЛ.

Эталонную ИЛ устанавливают последовательно с рабочими и резервными (контрольно-резервными) ИЛ.

(Новая редакция. Изм. № 1)

7.1.2.3 Рекомендуется иметь общее число рабочих и резервных ИЛ не более десяти.

7.1.2.4 Число резервных ИЛ определяют путём округления в большую сторону значения, рассчитанного по формуле

где q_max - максимальный объёмный (массовый) расход через узел учёта, м³/ч (т/ч);

q_ПР - верхний предел измерений ПР, м³/ч (т/ч).

(Новая редакция. Изм. № 1)

7.1.2.5 Число рабочих ИЛ определяют путем округления в большую сторону результата деления наибольшего расхода через узел учета на 80 % верхнего предела измерения ПР.

7.1.2.6 При наличии контрольной ИЛ допускается использовать ее в качестве резервной.

7.1.2.7 При наличии стационарного РЭР допускается контрольную ИЛ не предусматривать.

7.1.2.8 Длины прямых участков трубопроводов до и после ПР, отличия внутренних диаметров каждого из прямых участков, разница между внутренними диаметрами, несоосность прямых участков и корпуса ПР должны удовлетворять требованиям существующей для данного типа ПР нормативной документации.

7.1.2.9 ФП устанавливают при невозможности обеспечения без них необходимых длин прямых участков перед ПР.

(Измененная редакция. Изм. № 1)

7.1.2.10 На входе и выходе ИЛ устанавливают запорную арматуру.

7.1.2.11 Должна быть обеспечена возможность извлечения из трубопроводов ПР, УПП, ПЗУ и фильтров.

7.1.2.12 На ИЛ должна быть предусмотрена возможность компенсации длин при демонтаже и установке ПР.

7.1.2.13 Должна быть предусмотрена возможность компенсации тепловых деформаций, исключающей появление механических напряжений в ИЛ и коллекторах.

7.1.2.14 Внутренний диаметр входного и выходного коллекторов рекомендуется определять из условия

где D - внутренний диаметр ИЛ, мм;

n - число рабочих ИЛ одинаковой конструкции;

D_к - внутренний диаметр коллектора, мм.

(Новая редакция. Изм. № 1)

7.1.2.15 При возможности снижения давления ниже значения, регламентированного в 5.2.1, на выходном коллекторе устанавливают регулятор давления. При размещении ПЗУ в выходном коллекторе регулятор давления располагают за точкой возврата потока из трубопровода БКК в выходной коллектор.

7.1.2.16 Регулятор расхода устанавливают на выходе ИЛ, перед запорной арматурой.

7.12.17 Вторичные приборы основных параметров потока и среды следует размещать в отапливаемом помещении. При дистанционной передаче измеряемой величины первичные измерительные преобразователи расхода и температуры, размещенные на ИЛ, могут находиться в укрытии или под навесом.

7.1.3 Состав СИ основных параметров потока и среды на узлах коммерческого учета

7.1.3.1 Состав СИ приведен в таблице 7.2.

7.1.3.2 Преобразователи давления и температуры в месте размещения поточного плотномера устанавливают с целью определения поправок на плотность и/или оценки дополнительной погрешности, обусловленных разницами давлений и температур в местах размещения ПР и подключения плотномера.

7.1.3.2.1 При необходимости повышения точности определения разницы давлений в местах размещения ПР и подключения плотномера целесообразно использовать дифференциальный манометр.

7.1.3.2.2 При необходимости повышения точности определения разницы температур в местах размещения ПР и подключения плотномера целесообразно использовать согласованные преобразователи температур [15].

Таблица 7.2 - Состав СИ основных параметров потока и среды на узлах коммерческого учета

(Измененная редакция. Изм. № 1)

7.1.3.3 Поверку ПР проводят на месте эксплуатации.

7.1.3.4 Поверку поточных плотномеров проводят на месте эксплуатации или на поверочном стенде.

7.1.3.5 Для проведения поверки и контроля ПР и поточного плотномера на месте эксплуатации следует предусмотреть в составе узла учета наличие или возможность подключения необходимых СИ.

7.1.4 Состав СИ основных параметров потока и среды на узлах хозрасчетного и технологического учета

Состав СИ в зависимости от типа ПР и способа определения плотности приведен в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Состав СИ основных параметров потока и среды на узлах хозрасчетного и технологического учета

7.1.5 К СИ дополнительных параметров потока и среды относятся:

- преобразователи перепада давлений для своевременного обнаружения засорения фильтров, первичных ПР, УПП; если давление в БФ не превышает 0,1 МПа, допускается вместо преобразователя перепада давлений устанавливать два преобразователя давления (до и после фильтра, первичного ПР, УПП);

- преобразователь давления для контроля выполнения условия 5.2.1, устанавливаемый перед регулятором давления (см. 7.1.2.15),

- вискозиметр для контроля предельно допустимых значений вязкости (при необходимости);

- СИ для измерений давления насыщенных паров по Рейду и давления насыщения с целью обеспечения выполнения условий (5.2.1).

(Измененная редакция. Изм. № 1)

7.1.6 Требования к СИ параметров потока и среды

7.1.6.1 Пределы допускаемых погрешностей СИ основных параметров потока и среды должны обеспечивать требуемую точность измерений массы и массового расхода УВС (см. 6.2).

7.1.6.2 Максимальные и минимальные значения измеряемых параметров должны перекрываться диапазонами СИ: рекомендуется, чтобы максимальному значению измеряемого параметра соответствовало приблизительно 90 % верхнего предела измерений СИ; минимальное значение устанавливают с учетом предела допускаемой погрешности измеряемого параметра.

7.1.6.3 При монтаже СИ для проведения измерений расхода и массы УВС с помощью сужающих устройств руководствуются требованиями раздела 6 ГОСТ 8.586.5, с помощью других ПР - нормативной документацией предприятий-изготовителей.

(Измененная редакция. Изм. № 1)

7.1.6.4 Монтаж, эксплуатация и хранение СИ должны выполняться в соответствии с требованиями технической документации на используемые СИ.

7.2 Блок контроля качества УВС

7.2.1 БКК устанавливают на узлах коммерческого учета и при необходимости на узлах хозрасчетного и технологического учета.

Таблица 7.4 - Состав БКК

7.2.2 Требования к БКК

7.2.2.1 Отбор УВС в БКК при наличии БФ выполняют после БФ с подводящего трубопровода или с входного коллектора перед ИЛ, либо из отводящего трубопровода или выходного коллектора БИЛ после ИЛ.

При отсутствии БФ на узле учёта и наличия фильтров тонкой очистки на ИЛ отбор УВС в БКК должен выполняться с выходного коллектора БИЛ после ИЛ или из отводящего трубопровода.

(Измененная редакция. Изм. № 1)

7.2.2.2 Отбор проб проводят по насосной или безнасосной схеме. Безнасосная схема может быть применена при наличии возможности возврата УВС в трубопровод узла учета с меньшим давлением.

7.2.2.3 Отбор проб должен производиться при скорости потока на входе ПЗУ не более чем в два раза (в большую или меньшую сторону) отличающейся от скорости в коллекторе в месте отбора проб. Требуемому номинальному значению скорости соответствует значение расхода на входе ПЗУ, определяемое по формуле:

                                                                (7.3)

где q_ПЗУ и q - объемные расходы на входе ПЗУ и в коллекторе, в месте отбора проб;

F_ПЗУ и F - площади поперечных сечений входа ПЗУ и коллектора.

(Измененная редакция. Изм. № 1)

7.2.2.4 Расход УВС через поточные преобразователи должен соответствовать требованиям нормативной документации на преобразователи.

7.2.2.5 Отбор проб стабильных УВС проводят в соответствии с ГОСТ 2517, нестабильных - в соответствии с [16].

7.2.2.6 Внутренний диаметр трубопровода, по которому УВС поступает в БКК и возвращается в коллектор, должен быть не менее 50 мм.

7.2.2.7 Длина пути УВС на участке ее движения от ПР до поточного плотномера (или от плотномера до ПР) должна быть как можно меньше.

7.2.2.8 БКК должен размещаться в отапливаемом помещении. Допускается размещение БКК в общем помещении с БИЛ.

7.2.3 СИ показателей качества

Состав СИ показателей качества регламентируется техническими условиями на данный вид УВС или нормативными документами, указанными в технических условиях.

Выбор СИ показателей качества выполняют на стадии проектирования с учетом:

- возможности использования поточных СИ;

- степени изменения состава среды с течением времени;

- сравнительной стоимости реализации способа измерений;

- требуемого уровня автоматизации измерений.

7.3 Блок фильтров

7.3.1 БФ устанавливают при необходимости очистки УВС с целью выполнения требований к показателям качества УВС и/или к чистоте среды, обеспечивающей достаточно надежное функционирование СИ.

7.3.2 БФ размещают на входном коллекторе.

7.3.3 БФ должен состоять не менее чем из двух фильтров (рабочего и резервного). Количество и диаметр фильтров должны быть рассчитаны из условия обеспечения максимального расхода через БИЛ при общем перепаде давления на БФ не более 0,05 МПа.

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

7.3.5 Каждый фильтр должен быть оснащен дренажным краном, краном для удаления газа, преобразователем перепада давлений.

7.3.6 До и после каждого из фильтров БФ должна быть установлена запорная арматура.

7.4 Блок рабочего эталона расхода

7.4.1 Состав БРЭР

7.4.1.1 БРЭР устанавливают при необходимости поверки ПР на месте эксплуатации и, если не предусмотрена поверка ПР, с помощью передвижного РЭР.

7.4.1.2 Состав БРЭР для поверки рабочих ПР на месте их эксплуатации приведен в таблице 7.5.

Таблица 7.5 - Состав БРЭР

7.4.2 Требования к БРЭР

7.4.2.1 На узлах коммерческого учета для поверки рабочих ПР применяют РЭР 2-го разряда с доверительной относительной погрешностью не более 0,1 % при доверительной вероятности 0,99. В качестве РЭР 2-го разряда применяют:

- стационарные или передвижные трубопоршневые установки;

- турбинные, камерные, ультразвуковые ПР;

- кориолисовы ПР.

7.4.2.2 Для поверки РЭР 2-го разряда применяют РЭР 1-го разряда с доверительной относительной погрешностью до 0,05 % при доверительной вероятности 0,99 В качестве РЭР 1-го разряда применяют стационарные или передвижные трубопоршневые установки в комплекте с преобразователями температуры и давления и системой обработки информации.

7.4.2.3 РЭР подключают на входе или выходе ИЛ.

7.4.2.4 При подключении РЭР на выходе ИЛ должен быть предусмотрен регулятор расхода УВС, установленный за РЭР.

7.4.2.5 Пропускная способность РЭР должна соответствовать полному диапазону расхода ПР.

7.4.2.6 При использовании в качестве РЭР трубопоршневой установки преобразователи давления и температуры устанавливают на входе и выходе РЭР.

7.4.2.7 Максимальное допускаемое давление в РЭР должно соответствовать максимальному рабочему давлению в узле учета.

7.4.2.8 БРЭР рекомендуется размещать в помещении.

7.4.2.9 При использовании передвижной трубопоршневой установки необходимо предусмотреть подъездные пути, площадку для размещения установки и возможность ее подключения.

7.4.2.10 Допускается использование одного стационарного РЭР для нескольких узлов учета, расположенных на одной площадке.

7.5 Блок сбора, обработки и передачи информации

7.5.1 Излагаемые ниже требования к БОИ относятся к узлам коммерческого учета. Для узлов хозрасчетного и технологического учета они носят рекомендательный характер.

7.5.2 (Исключен. Изм. № 1)

7.5.3 БОИ должен обеспечивать:

- автоматическое определение массового расхода (в т/ч) и массы (в т) брутто УВС по каждой ИЛ и узлу учета в целом во всем диапазоне изменений расхода УВС;

- измерение показателей качества УВС при автоматическом отборе объединенной пробы и ручном отборе точечной пробы;

- автоматическое отображение и регистрацию измерительной и технологической информации;

- автоматизированное выполнение контроля метрологических характеристик и поверки ПР и поточного плотномера;

- автоматический сбор и обработку сигналов, поступающих от всех измерительных преобразователей;

- автоматический контроль значений измеряемых величин, включение предупредительной сигнализации при выходе значений измеряемых величин (например, расхода по каждой ИЛ, давления в выходном коллекторе, перепада давлений на фильтрах, плотности УВС и разности показаний рабочего и контрольного плотномеров, влагосодержания, давлений и температур в ИЛ, БКК, РЭР);

- автоматический контроль и учет состояния технологического оборудования, исполнительных устройств;

- автоматическая регистрация отклонений от заданных режимов работы, распознавание аварийных ситуаций и обеспечения срабатывания аварийной защиты;

- выработки уставок для работы регуляторов, насосов, управление исполнительными механизмами в автоматическом режиме;

- автоматический контроль достоверности информации, правильности выполнения вычислений, команд управления;

- автоматическое обнаружение отказов технических и программных средств, нарушений измерительных каналов;

- применение паролей для исключения несанкционированного вмешательства и ошибочных действий персонала;

- формирование мнемосхем на экране АРМ БОИ;

- формирование базы данных;

- ведение журнала аварийных и технологических сообщений;

- формирование и печать отчетных документов, протоколов поверки и контроля;

- вывод информации с БОИ в АСУ ТП (СТМ) по согласованным протоколам обмена.

- расчёт плотности УВС при стандартных условиях для стабильных УВС и кажущейся плотности при стандартных условиях для нестабильных УВС.

(Измененная редакция. Изм. № 1)

7.5.4 Рекомендуемая структура программно-технических средств БОИ и объемы параметров контроля и управления представлены в приложении Д.

7.5.5 Связь между уровнями БОИ, а также связь верхнего уровня БОИ с АСУ ТП (СТМ) должна быть реализована по открытым промышленным интерфейсам и стандартным протоколам и осуществляться по физическим, выделенным или коммутируемым каналам связи.

Должно быть предусмотрено резервирование наиболее важных каналов управления и связи.

7.5.6. При обнаружении нарушений в измерительных каналах БОИ должно осуществляться диагностирование исправности всех элементов каналов (датчика, соединительных линий, аналого-цифрового преобразователя и т.п.).

7.5.7 БОИ должен иметь резервное электропитание (резервный источник бесперебойного питания), обеспечивающее при нарушении основного электроснабжения непрерывную работу БОИ в течение не менее двух часов.

7.5.8 Для исключения несанкционированного физического доступа к БОИ должна предусматриваться возможность установки клейм и пломб.

8 Рекомендации по выбору средств измерений расхода и плотности

8.1 Сравнение преобразователей расхода различных типов

Тип ПР выбирают, руководствуясь требованиями к точности измерений, условиями измерений и эксплуатации СИ. Достоинства, недостатки и рекомендации по применению ПР различных типов приведены в таблице Г.1 приложения Г.

При выборе типа сужающего устройства рекомендуется ознакомиться с данными, приведенными в таблице Г.2 приложения Г.

При выборе СИ расхода рекомендуется использовать, при возможности, специальные компьютерные программы фирм-изготовителей.

8.2 Выбор условного диаметра преобразователя расхода

Условный диаметр ПР выбирают с учетом следующих обстоятельств:

- чем меньше диаметр ПР, тем больше срок его службы, меньше затраты на обслуживание и ремонт, меньше габариты, масса и стоимость РЭР; рекомендуется выбирать ПР с условным диаметром не более 400 мм;

- нижний предел измерения ПР следует определять исходя из предела допускаемой погрешности измерений расхода (погрешность многих типов ПР при расходах менее 5 ... 20 % от максимального расхода существенно возрастает);

- скорость потока не должна превышать значений, указанных в 5.2.3.

8.3 Выбор средств измерений плотности

Средства измерений плотности выбирают с учетом:

- величины регламентированного предела погрешности измерений расхода и массы (см. 6.2);

- степени изменения плотности среды с течением времени;

- сравнительной стоимости реализации способа измерений;

- требуемого уровня автоматизации измерений.

8.4 Оценка затрат

Для минимизации затрат, связанных с измерением расхода и количества среды, рекомендуется проводить сравнительную оценку экономических затрат при применении различных типов ПР за срок эксплуатации не менее трех лет. Рекомендуемая форма для сравнительной оценки затрат приведена в виде таблицы Г.3 приложения Г.

9 Состав эксплуатационной документации узла учёта

9.1 В состав эксплуатационной документации коммерческих узлов учёта должны входить:

а) копия акта ввода узла учёта в промышленную эксплуатацию или объекта, в состав которого он входит;

б) методика измерений;

в) паспорт узла учёта (приложение Е);

г) руководство по эксплуатации узла учёта (приложение Ж);

д) техническая документация СИ и оборудования на русском языке;

е) приказ (копия) о назначении лица, ответственного за эксплуатацию узла учёта, и лиц, допущенных к паролям;

ж) свидетельства о поверке и сертификаты о калибровке СИ, входящих в состав узла учёта, не имеющих поверительного (калибровочного) клейма;

и) протоколы контроля метрологических характеристик СИ;

к) журнал регистрации результатов измерений параметров количества и показателей качества УВС;

л) журнал учёта отказов СИ и оборудования;

м) журнал учёта проведения технического обслуживания узла учёта;

и) акты об отказах СИ и технологического оборудования;

п) акты отключений узла учёта;

р) производственные и/или должностные инструкций на персонал, ответственный за эксплуатацию узла учёта;

с) инструкции по охране труда и пожарной безопасности узла учёта (данные инструкции могут не разрабатываться в случае, если они имеются для объекта, в состав которого входит узел учёта).

9.2 На хозрасчётных узлах учёта обязательными документами являются документы, указанные в перечислениях а), б), в), ж), л) - с) 9.1.

9.3 На технологическом узле учёта обязательным документом является паспорт узла учёта.

(Раздел 9 введен дополнительно. Изм. № 1)

Приложение А

(рекомендуемое)

Требования к техническому заданию на проектирование узла учета

А.1 Титульный лист выполняют по ГОСТ 2.105.

А.2. Техническое задание на проектирование

А.2.1 Техническое задание на проектирование начинают со слов: «Настоящее техническое задание определяет требования к назначению, составу, техническим и эксплуатационным характеристикам и разрабатываемой проектной документации на узел учета жидкой углеводородной среды [наименование и место размещения]».

А.2.2 Техническое задание на проектирование включает следующие разделы:

А.2.2.1 Основание для проектирования

А.2.2.2 Назначение узла учета

Назначение узла учета излагают следующим образом: «Узел учета предназначен для автоматизированного [вид учетной операции: технологический, хозрасчетный или коммерческий] учета УВС [при необходимости указывается месторождение], поступающей с [предприятие-поставщик] и подлежащей сдаче [предприятие-получатель]».

А.2.2.3 Сведения об УВС:

- номер и наименование нормативной документации, устанавливающей требования к данному виду УВС, вид и физико-химические показатели УВС в соответствии с нормативной документацией;

- диапазоны возможных изменений в течение срока эксплуатации узла учета плотности и вязкости УВС;

- максимальные возможные в течение срока эксплуатации узла учета давления насыщенных паров по Рейду и давление насыщения УВС.

А.2.2.4 Сведения о параметрах потока:

а) диапазоны изменений:

- расхода;

- рабочего давления;

- рабочей температуры;

б) максимальные суммарные потери давления на узле учета в рабочем режиме и режиме поверки.

А.2.2.5 Общие требования к узлу учета:

а) метод и предел допускаемой относительной погрешности измерений массы УВС;

б) режим работы узла учета (непрерывный или периодический);

в) единицы величин, в которых должны быть представлены вводимые, измеряемые и расчетные параметры (например: масса - т, расход - т/ч, давление - МПа);

г) перечень параметров, которые должны определяться на узле учета, например масса УВС за определенный интервал времени, плотность при рабочих условиях температура и давление в ИЛ;

д) требования к запорной арматуре и регулирующим устройствам, например наличие устройства контроля протечек, электропривода;

е) функции, которые должны выполняться в автоматическом режиме в соответствии с приложением Д;

ж) функции, которые должны выполняться в ручном режиме, например отбор точечной пробы, контроль герметичности запорной арматуры.

А.2.2.6 Состав и требования к элементам узла учета:

а) состав узла учета;

б) требования к БИЛ, например тип ПР, расчеты диаметра входного и выходного коллекторов, диаметра и числа рабочих ИЛ, числа резервных линий наличие контрольной линии;

в) требования к БКК, например вариант построения технологической обвязки (последовательный или параллельный), вариант схемы (насосная или безнасосная), требуемый состав БКК, требования к системе промывки;

г) требования к пробозаборному устройству, например тип ПЗУ, место установки ПЗУ (на входном или выходном коллекторе);

д) требования к метрологическому обеспечению, например тип передвижного РЭР и размеры патрубков для его подсоединения, требования к стационарному РЭР;

е) требования к узлу подключения передвижного РЭР, например высота подключения, расстояние между подключаемыми патрубками;

ж) требования к теплоизоляции в соответствии с 6.4.8;

з) требования к БОИ в соответствии с разделом 7.5;

и) схема узла учета (при необходимости).

А.2.2.7 Условия эксплуатации и требования по размещению:

а) места размещения блоков узла учета (на открытой площадке, в зданиях);

б) требования к зданиям;

в) условия эксплуатации блоков узла учета (диапазоны температур окружающего воздуха, влажности и т.д.).

А.2.2.8 Технические условия на проектирование узла учета (источники энергоснабжения, теплоснабжения, водоснабжения и т.д.).

А.2.2.9 Требования к защите от внешних воздействий. Например: вид климатического исполнения оборудования; группа устойчивости оборудования к механическим воздействиям; взрывобезопасность электрооборудования, устанавливаемого в помещении с технологическим оборудованием; наличие экранировки кабелей измерительных цепей от преобразователей до вторичной аппаратуры.

А.2.2.10 Требования к надежности.

А.2.2.11 Требования к безопасности.

А.2.2.12 Эргономические требования.

А.2.2.13 Требования к маркировке и упаковке.

А.2.2.14 Требования к транспортированию и хранению.

А.2.2.15 Требования к составу и объему разрабатываемой документации.

А.2.2.16 Требования к организации разработки и приемки (этапы разработки, объемы работ, порядок выполнения и приемки работ).

А.2.2.17 Дополнительные требования, которые необходимо учесть при проектировании.

А.3 При проектировании необходимо учитывать возможность реконструкции узла учета (например, установки дополнительных насосов, изменения схемы обвязки и т.д.).

А.4 Допускается исключать или объединять отдельные разделы задания.

Приложение Б

(рекомендуемое)

Перечень материалов проекта узла учета, представляемых на метрологическую экспертизу

На метрологическую экспертизу представляют:

1) техническое задание на проектирование узла учета, утвержденное и согласованное в установленном порядке;

2) материалы проекта узла учета:

- пояснительную записку;

- принципиальную технологическую схему узла учета;

- принципиальную схему контрольно-измерительных приборов и автоматики;

- копии сертификатов, подтверждающих внесение СИ в Государственный реестр средств измерений, с описанием типа;

3) эксплуатационную документацию средств измерений и оборудования на русском языке.

В случае необходимости на метрологическую экспертизу могут быть затребованы дополнительные материалы.

Приложение В

(рекомендуемое)

Примеры схем узлов коммерческого учета

Условные обозначения:

ДМ - дифференциальный манометр;

КШ - кран шаровой;

КШЭ - кран шаровой электроприводной с контролем протечек;

ПЗУ - пробозаборное устройство;

ПР - преобразователь расхода;

РР - регулятор расхода;

РЭР - рабочий эталон расхода;

ТПУ - трубопоршневая установка;

Ф - фильтр;

РI - манометр;

РТ - дистанционный датчик давления;

ТI - термометр;

ТТ - дистанционный датчик температуры;

ФП - формирователь потока;

БКК - блок контроля качества УВС.

Примечание - Возможные взаимные расположения ПР и преобразователей давления, температуры на ИЛ указываются в нормативной документации на данный тип ПР.

Рисунок В.1 - Пример 1

(Измененная редакция. Изм. № 1)

Условные обозначения:

ДМ - дифференциальный манометр;

КШ - кран шаровой;

КШЭ - кран шаровой электроприводной с контролем протечек;

ПЗУ - пробозаборное устройство;

ПР - преобразователь расхода;

РР - регулятор расхода;

РЭР - рабочий эталон расхода;

ТПУ - трубопоршневая установка;

Ф - фильтр;

РI - манометр;

РТ - дистанционный датчик давления;

ТI - термометр;

ТТ - дистанционный датчик температуры;

БКК - блок контроля качества УВС

Примечание - Возможные взаимные расположения ПР и преобразователей давления, температуры на ИЛ указываются в нормативной документации на данный тип ПР.

Рисунок В.2 - Пример 2

(Измененная редакция. Изм. № 1)

Условные обозначения:

БФ - блок фильтров;

ДМ - дифференциальный манометр;

КШ - кран шаровой;

КШЭ - кран шаровой электроприводной с контролем протечек;

ПЗУ - пробозаборное устройство;

ПР - преобразователь расхода;

РР - регулятор расхода;

РЭР - рабочий эталон расхода;

ТПУ - трубопоршневая установка;

Ф - фильтр;

РI - манометр;

РТ - дистанционный датчик давления;

ТI - термометр;

ТТ - дистанционный датчик температуры;

БКК - блок контроля качества УВС

Примечание - Возможные взаимные расположения ПР и преобразователей давления, температуры на ИЛ указываются в нормативной документации на данный тип ПР.

Рисунок В.3 - Пример 3

(Измененная редакция. Изм. № 1)

Приложение Г

(справочное)

Сведения о преобразователях расхода

Таблица Г.1 - Достоинства, недостатки и рекомендации по применению ПР

Таблица Г.2 - Достоинства и недостатки сужающих устройств разных типов [17]

Таблица Г.3 - Форма для сравнительной оценки затрат, связанных с измерением расхода и количества среды

Приложение Д

(рекомендуемое)

Структура и объемы автоматизации БОИ

Излагаемые ниже рекомендации относятся к узлам коммерческого учета.

Д.1 Структура программно-технических средств БОИ

Д.1.1 Программно-технические средства (ПТС) БОИ имеют двухуровневую функционально распределенную структуру, представленную на рисунке Д.1.

Рисунок Д.1 - Структура ПТС БОИ

Д.1.2 Конструктивное исполнение ПТС БОИ должно соответствовать современным требованиям эстетики и эргономики, а также требованиям безопасности.

Компоновка устройств должна обеспечивать простоту и удобство управления и восприятия информации в оперативном управлении и отображении процесса измерения.

Д.1.3 Объемы контроля и управления на уровнях БОИ и передаваемых из БОИ в АСУ ТП (СТМ) представлены в таблице Д.1.

Таблица Д.1 - Объемы контроля и управления БОИ

Д.2 Состав и функции верхнего уровня БОИ

Д.2.1 Верхний уровень БОИ представляет собой автоматизированное рабочее место (АРМ) на базе персонального компьютера, включающий в свой состав:

- оперативное запоминающее устройство;

- накопитель на жестких магнитных дисках;

- сетевой порт Ethernet;

- коммуникационную плату последовательного интерфейса;

- устройство чтения (и записи) компакт-дисков;

- цветной монитор;

- принтер;

- операционную систему.

Технические характеристики компонентов АРМ определяются при проектировании узла учета.

Д.2.2 Функции верхнего уровня БОИ приведены в таблице Д.2.

Таблица Д.2 - Функции верхнего уровня БОИ

Д.3 Состав и функции нижнего уровня БОИ

Д.3.1 Нижний уровень БОИ включает в себя:

- контроллер расхода (рабочий и, при необходимости повышения надежности, резервный) со своим программным обеспечением;

- программируемый логический контроллер со своим программным обеспечением;

- контроллер РЭР (специализированный контроллер расхода в комплекте с БРЭР).

Д.3.1.1 Контроллер расхода предназначен:

- для измерения основных параметров потока и среды;

- расчета расхода и массы УВС по каждой ИЛ и узлу учета в целом;

- индикации и сигнализации о выходе значений основных параметров потока и среды за допустимые границы;

- контроля достоверности измерений и исправности датчиков.

Д.3.1.2 Программируемый логический контроллер предназначен:

- для измерения, индикации и сигнализации состояний исполнительных механизмов и силового оборудования;

- измерения дополнительных параметров потока и среды;

- индикации и сигнализации о выходе значений дополнительных параметров потока и среды за допустимые границы;

- формирования расчетных параметров;

- выдачи управляющих сигналов на исполнительные механизмы;

- анализа входных данных с целью выявления нарушений технологического регламента и аварийных ситуаций;

- выполнения алгоритмов противоаварийной защиты и блокировок;

- выполнения алгоритмов логического управления технологическим процессом, пуска и остановки оборудования.

Д.3.1.3 Контроллер РЭР предназначен для обеспечения автоматической поверки рабочих и контрольных ПР.

Д.3.2 Функции нижнего уровня БОИ приведены в таблице Д.3.

Таблица Д.3 - Функции нижнего уровня БОИ

Д.4 Требования к информационному и программному обеспечению БОИ

Д.4.1 Значения измеряемых и вносимых параметров и коэффициентов, а также все справочные данные должны быть защищены от несанкционированного изменения.

БОИ должен обеспечивать хранение архивов информации в течение следующих сроков:

- протоколы событий, графики - 1 месяц;

- данные оперативной информации за 2 часа, отчеты за смену, сутки - 3 месяца,

- месячные отчеты - 1 год;

- паспорта качества, акты приема-сдачи УВС - 3 месяца.

Д.4.2 При отображении и выводе на печать числовых данных необходимо руководствоваться указаниями, приведенными в таблице Д.4.

Таблица Д.4 - Необходимое количество значащих цифр или цифр после запятой

(Измененная редакция. Изм. № 1)

Д.4.3 При отображении на мнемосхеме состояния оборудования и СИ цвета индикации необходимо руководствоваться указаниями, приведенными в таблице Д.5.

Таблица Д.5 - Обозначение состояний оборудования и СИ на мнемосхеме

Д.4.4 БОИ должен поставляться в комплекте с базовым программным обеспечением для выполнения следующих функций и задач:

- конфигурирование, параметрирование и настройка контроллеров;

- установка коммуникационных соединений между контроллерами, СИ, исполнительными механизмами, датчиками систем безопасности и АСУ ТП;

- программирование функциональных задач;

- автоматическая загрузка, автоматический перезапуск системы при сбоях или потере питания;

- тестирование, диагностика и обслуживание СИ и ПТС;

- визуализация, документирование и архивирование данных.

Д.4.5 Программное обеспечение БОИ должно быть открытым для пользователя. Открытость программного обеспечения должна быть ограничена парольной системой доступа для различного уровня доступа.

Программные средства БОИ должны обеспечивать внесение необходимых изменений и дополнений в функции и параметры в процессе наладки и эксплуатации, а также при возможном изменении требований нормативных документов.

Приложение Е

(рекомендуемое)

Паспорт узла учёта

Е.1 Паспорт узла учёта должен включать следующие разделы:

- «Общие сведения»;

- «Схема узла учёта»;

- «Характеристики измерительных трубопроводов»;

- «Схемы пробоотборных устройств и места их установки» (при их наличии);

- «Средства измерений и вспомогательные устройства»;

- «Параметры потока и среды».

Е.2 В разделе «Общие сведения» указывают:

- наименование узла учёта;

- статус узла учёта, вид измерений расхода и объёма (массы) УВС (коммерческий, хозрасчётный или технологический);

- предел допускаемой относительной погрешности или расширенной неопределённости результатов измерений расхода и объёма (массы) энергоносителя;

- дата ввода в эксплуатацию;

- организации-контрагенты для коммерческих узлов учёта.

Е.3 В разделе «Схемы узла учёта» приводят:

- аксонометрическую технологическую схему узла учёта;

- структурную схему узла учёта.

Е.4 В разделе «Характеристики измерительных линий» приводят:

- внутренние диаметры ИЛ;

- типы и марки ПР;

- длины прямых участков перед и после ПР (с указанием типов и условных проходов местных сопротивлений).

Е.5 Раздел «Средства измерений и вспомогательные устройства» оформляют согласно требованиям ГОСТ Р 8.563 (Б.5 (приложение Б)). Дополнительно указывают дату и места установки СИ и вспомогательного оборудования.

Е.6 В разделе «Параметры потока и среды» приводят:

- диапазоны измеряемого массового расхода для жидких УВС для узла учёта в целом и для каждой ИЛ отдельно;

- диапазоны измерений температуры, давления и перепада давления (в случае применения метода переменного перепада давления);

- границы прогнозируемых изменений плотности и компонентного состава УВС;

- перечень параметров, принятых условно-постоянными, их прогнозируемые диапазоны и периоды изменений.

(Приложение Е введено дополнительно. Изм. № 1)

Приложение Ж

(рекомендуемое)

Руководство по эксплуатации узла учёта

Руководство по эксплуатации узла учёта должно включать следующие разделы:

а) «Общие сведения», в который включают следующие подразделы:

1) «Назначение узла учёта»;

2) «Условия эксплуатации»;

3) «Состав узла учёта», в котором приводят перечень основные и эталонных СИ, описание системы автоматизации узла учёта, перечень технологического оборудования и программного обеспечения;

б) «Схемы узла учёта», в котором приводят технологическую схему узла учёта и структурную схему системы автоматизации узла учёта;

в) «Требования к персоналу»;

г) «Меры безопасности»;

д) «Порядок эксплуатации узла учёта», в который включают следующие подразделы:

1) «Порядок запуска узла учёта»;

2) «Порядок остановки узла учёта»;

3) «Режим аварийной остановки узла учёта»;

4) «Порядок отбора проб»;

5) «Порядок переключения ИЛ»;

е) «Организация доступа к измерительной системе и пломбированию на узле учёта»;

ж) «Техническое обслуживание», в котором приводят перечень технического обслуживания с указанием объёма и периодичности работ;

и) «Регламент контроля точности измерений»;

к) «Временное прекращение и возобновление учётных операций на узле учёта».

В приложениях приводят документы, прилагаемые к руководству по эксплуатации узла учёта.

(Приложение Ж введено дополнительно. Изм. № 1)

Библиография

[1] Рекомендация МИ 2825-2003. ГСИ Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию

[2] Рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 29-99. ГСИ Метрология. Основные термины и определения

[3] Технические условия ТУ 38.101524-93 Фракция широкая легких углеводородов. Технические условия

[4] Стандарт предприятия СТП 05751745-112-2004 Нефть деэтанизированная. Технические условия

[5] Международный стандарт ИСО 5167-1:2003 Измерение потока текучей среды с помощью устройств для создания перепада давления, помещенных в заполненные трубопроводы круглого сечения. Часть 1. Общие принципы и требования

[6] Ведомственный руководящий документ ВРД 39-1.10-049-2001 Правила технической и безопасной эксплуатации конденсатопродуктопроводов

[7] Ведомственный руководящий документ ВРД 39-1.14-021-2001 Единая система управления охраной труда и промышленной безопасности в Открытом акционерном обществе «Газпром»

[8] Правила безопасности ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

[9] Правила безопасности ПБ 03-576-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением

[10] Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. Утверждены Приказом от 13.01.03 № 6 Минэнерго России

[11] Правила по охране труда ПОТ Р М-016-2001 (РД 153-34.0-03.150-00) Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок

[12] Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. - М: Машиностроение, 1992

[13] Правила по метрологии ПР 50.2.104-09 Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний стандартных образцов или средств измерений в целях утверждения типа

[14] Свод правил СП 61.13330.2012 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. Актуализированная редакция СНиП 41-03-2003

[15] ГСИ. Водяные системы теплоснабжения: Методические указания по метрологическому обслуживанию коммерческих узлов учета тепловой энергии и теплоносителя. Часть 2. Метрологическое обслуживание термопреобразователей сопротивления и их согласованных пар для узлов учета тепловой энергии. - Спб.: ВНИИМ, 1998

[16] Руководящий документ ММ 51-00159093-004-02 Нестабильные жидкие углеводороды. Методы отбора проб

[17] Смирнов В.В., Личко А.А., Смирнов И.В. и др. Теория и практика применения расходомеров ссужающими устройствами. Обз. инф. Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности». - М. - ИРЦ Газпром, 2004

(Измененная редакция. Изм. № 1)

СОДЕРЖАНИЕ

(Измененная редакция. Изм. № 1)