• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Действующий


ГОСТ 34396-2018

     
     
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ


СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ


Общие технические условия


Oil and oil products custody transfer metering systems. General specifications



МКС 17.060

Дата введения 2018-12-01

Предисловие


Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-2015 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2015 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены"

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт трубопроводного транспорта" (ООО "НИИ Транснефть")

2 ВНЕСЕН подкомитетом ПК 7 "Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов" Технического комитета по стандартизации МТК 523 "Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа"

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 марта 2018 г. N 107-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Беларусь

BY

Госстандарт Республики Беларусь

Киргизия

KG

Кыргызстандарт

Казахстан

KZ

Госстандарт Республики Казахстан

Россия

RU

Росстандарт

Узбекистан

UZ

Узстандарт

Украина

UA

Минэкономразвития Украины

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 мая 2018 г. N 272-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34396-2018 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 декабря 2018 г.

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

1 Область применения


Настоящий стандарт распространяется на проектируемые, вновь строящиеся и реконструируемые системы измерений количества и показателей качества нефти и системы измерений количества и показателей качества нефтепродуктов.

2 Нормативные ссылки


В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

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

ГОСТ 2.106-96 Единая система конструкторской документации. Текстовые документы

ГОСТ 2.601-2013 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы

ГОСТ 8.417-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин

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

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

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 12.2.020-76 Система стандартов безопасности труда. Электрооборудование взрывозащищенное. Термины и определения. Классификация. Маркировка

ГОСТ 12.2.049-80 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие эргономические требования

ГОСТ 15.005-86 Система разработки и постановки продукции на производство. Создание изделий единичного и мелкосерийного производства, собираемых на месте эксплуатации

ГОСТ 27.003-2016 Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99)ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров
________________
ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия В Российской Федерации действует в том числе ГОСТ Р 52340-2005 "Нефть. Определение давления паров методом расширения".


ГОСТ 2517-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 9544-2015 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

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

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

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 26828-86 Изделия машиностроения и приборостроения. Маркировка

ГОСТ 31378-2009ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия Нефть. Общие технические условия
________________
ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия В Российской Федерации действует в том числе ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия".


ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения


В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 автоматизированное рабочее место оператора системы измерений количества и показателей качества нефти [нефтепродуктов] (oil [oil products] custody transfer metering system operator workstation): Программно-технический комплекс системы автоматизации, предназначенный для автоматизации деятельности по управлению технологической схемой системы измерений количества и показателей качества нефти [нефтепродуктов], отображения мнемосхемы, текущих технологических параметров, количества и показателей качества нефти [нефтепродуктов], формирования отчетных документов и вывода их на печать.

3.2 блок измерений показателей качества нефти [нефтепродуктов] (oil [oil products] quality control unit): Совокупность функционально объединенных средств измерений и технологического оборудования, предназначенная для отбора проб и измерений показателей качества нефти [нефтепродуктов].

Примечание - Блок измерений показателей качества нефти [нефтепродуктов] может применяться как в составе систем измерений количества и показателей качества нефти [нефтепродуктов], так и автономно в качестве отдельного (оперативного) блока измерений показателей качества.

3.3 блок измерительных линий (meter run unit): Часть системы измерений количества и показателей качества нефти/нефтепродуктов, состоящая из измерительных линий, входного и выходного коллекторов и коллектора к поверочной установке.

3.4 блок фильтров (filters unit): Часть системы измерений количества и показателей качества нефти/нефтепродуктов, состоящая из рабочих и резервных фильтров, предназначенная для фильтрования нефти/нефтепродуктов от механических примесей.

3.5 измерительная линия (meter run): Часть блока измерительных линий, оснащенная средством измерений расхода в комплекте со струевыпрямительной секцией (по техническому заданию на проектирование), термокарманом для термометра, преобразователями давления и температуры, манометром и термометром, запорной и регулирующей арматурой с электроприводом (по техническому заданию на проектирование), фильтром (если не предусмотрен отдельный блок фильтров).

3.6 контрольно-резервная измерительная линия (control and reserve meter run): Измерительная линия, оснащенная контрольно-резервным средством измерений расхода, применяемым для контроля метрологических характеристик рабочих средств измерений расхода и/или для временного измерения количества нефти/нефтепродуктов взамен рабочего средства измерений расхода.

3.7 рабочая измерительная линия (operating meter run): Измерительная линия, оснащенная рабочим средством измерений расхода, находящимся в работе при нормальном режиме эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти/нефтепродуктов.

3.8 резервная измерительная линия (reserve meter run): Измерительная линия, оснащенная резервным средством измерений расхода, находящимся в ненагруженном резерве, которое в любой момент времени может быть включено в работу.

3.9 система автоматизации (automation system): Персонал и часть системы измерений количества и показателей качества нефти/нефтепродуктов, состоящая из комплекса средств автоматизации деятельности персонала, обеспечивающая взаимодействие компонентов между собой, а также их связь с другими системами автоматизации и информационными системами.

3.10 система измерений количества и показателей качества нефти [нефтепродуктов] (oil [oil products] custody transfer metering system): Совокупность функционально объединенных средств измерений, системы сбора и обработки информации, технологического и иного оборудования, предназначенная для прямых или косвенных динамических измерений массы и показателей качества нефти [нефтепродуктов].

3.11 система сбора и обработки информации (data processing system): Вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количестве и показателях качества нефти/нефтепродуктов, измеренных первичными преобразователями, и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

3.12 стандартные условия (standard conditions): Условия, соответствующие температуре нефти и нефтепродуктов 15°С или 20°С и избыточному давлению, равному нулю.

3.13 техническое задание (statement of work): Документ, содержащий перечень требований и условий, необходимых для проектирования продукции.

3.14 техническая документация (technical documentation): Совокупность документов, необходимая и достаточная для непосредственного использования на каждой стадии жизненного цикла продукции.

3.15 эталонная измерительная линия (standard meter run): Измерительная линия, оснащенная эталонным средством измерений расхода, предназначенным для поверки или контроля метрологических характеристик рабочих, резервных, контрольно-резервных средств измерений расхода.

4 Сокращения


В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АРМ - автоматизированное рабочее место;

БИК - блок измерений показателей качества нефти и нефтепродуктов;

БИЛ - блок измерительных линий;

ЗИП - запасные части, инструменты, принадлежности и материалы;

ИЛ - измерительная линия;

КМХ - контроль метрологических характеристик;

ПЗУ - пробозаборное устройство;

ПУ - поверочная установка;

СИ - средство измерений;

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

СИКНП - система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов;

СОИ - система сбора и обработки информации;

ТЗ - техническое задание;

ТПУ - трубопоршневая установка.

5 Общие положения

5.1 СИКН, СИКНП должны проектироваться в соответствии с ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП, типовое содержание которого приведено в приложении А.

5.2 ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП должно быть разработано на основании технических требований, предоставляемых заказчиком, согласовано сдающей, принимающей нефть/нефтепродукты сторонами (если они определены к моменту разработки ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП), утверждено заказчиком.

Примечание - По решению заказчика и/или разработчика ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП может быть дополнительно согласовано с другими заинтересованными сторонами.

5.3 ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП должно оформляться в соответствии с ГОСТ 2.105.

5.4 До утверждения должна проводиться метрологическая экспертиза:

а) ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП, согласованного сдающей, принимающей нефть/нефтепродукты сторонами (если они определены к моменту разработки ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП);

б) проектной, рабочей, конструкторской документации.

Примечания

1 Метрологическую экспертизу проводят аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений юридические лица или индивидуальные предприниматели.

2 Юридические лица или индивидуальные предприниматели, проводящие метрологическую экспертизу вышеуказанных документов, вправе затребовать дополнительные материалы.

5.5 Метрологическое обеспечение СИКН, СИКНП осуществляется в соответствии со стандартами, техническими регламентами, законами, нормативными правовыми актами в области обеспечения единства измерений/законодательной метрологии государств, где эксплуатируются СИКН, СИКНП.

6 Классификация


По методу измерений СИКН, СИКНП классифицируют на:

а) СИКН, СИКНП, реализующие косвенный метод динамических измерений массы нефти/нефтепродуктов;

б) СИКН, СИКНП, реализующие прямой метод динамических измерений массы нефти/нефтепродуктов.

7 Технические требования

7.1 Основные показатели и характеристики

7.1.1 Показатели назначения

7.1.1.1 Рабочая среда - нефть по ГОСТ 31378 или нефтепродукты.

7.1.1.2 Задачи СИКН, СИКНП, реализующих косвенный метод динамических измерений:

а) измерение объема нефти/нефтепродуктов СИ объемного расхода по каждой ИЛ;

б) измерение плотности нефти/нефтепродуктов в БИК поточными СИ плотности;

в) измерение давления нефти/нефтепродуктов преобразователями давления по каждой ИЛ, на входном и выходном коллекторах и в БИК, температуры нефти/нефтепродуктов преобразователями температуры по каждой ИЛ и в БИК;

г) вычисление массы брутто нефти/массы нефтепродуктов по каждой ИЛ по результатам измерений:

1) объема нефти/нефтепродуктов по каждой ИЛ и плотности нефти/нефтепродуктов в БИК, приведенных к стандартным условиям;

2) объема нефти/нефтепродуктов по каждой ИЛ и плотности нефти/нефтепродуктов в БИК, приведенной к условиям измерений объема;

д) вычисление массы брутто и нетто нефти/массы нефтепродуктов по СИКН, СИКНП в целом.

7.1.1.3 Задачи СИКН, СИКНП, реализующих прямой метод динамических измерений:

а) измерение массы брутто нефти/массы нефтепродуктов СИ массового расхода по каждой ИЛ;

б) вычисление массы брутто и нетто нефти/массы нефтепродуктов по СИКН, СИКНП в целом;

в) измерение давления нефти/нефтепродуктов преобразователями давления по каждой ИЛ, на входном и выходном коллекторах и в БИК, температуры нефти/нефтепродуктов преобразователями температуры по каждой ИЛ и в БИК.

7.1.1.4 Функции СИКН, СИКНП:

а) дистанционное и местное управление запорной арматурой ИЛ (включение в работу, выключение из работы ИЛ);

б) поддержание давления (расхода) в установленных пределах для обеспечения бескавитационного режима работы СИ расхода (определяется ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП);

в) регулирование расхода нефти/нефтепродуктов через БИК;

г) регулирование расхода нефти/нефтепродуктов на выходе ИЛ (определяется ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП);

д) автоматический отбор объединенной пробы:

1) пропорционально количеству транспортируемой нефти/нефтепродуктов;

2) пропорционально времени транспортирования нефти/нефтепродуктов;

е) ручной отбор точечной пробы;

ж) автоматизированное выполнение поверки и КМХ СИ расхода без нарушения процесса измерений количества и показателей качества нефти/нефтепродуктов. Автоматическое формирование и печать протоколов поверки и КМХ;

и) автоматизированное выполнение КМХ поточных СИ плотности, поточных СИ вязкости без нарушения процесса измерений количества и показателей качества нефти/нефтепродуктов. Автоматическое формирование и печать протоколов КМХ;

к) дистанционный и/или местный контроль герметичности запорной арматуры, применяемой при поверке и КМХ, а также в основной технологической схеме СИКН, СИКНП, оказывающей влияние на достоверность результатов измерений количества нефти/нефтепродуктов;

л) автоматический контроль, индикация и сигнализация предельных значений следующих параметров:

1) объемного и/или массового расхода нефти/нефтепродуктов по каждой ИЛ;

2) объемного расхода нефти/нефтепродуктов в БИК;

3) объемного и/или массового расхода нефти/нефтепродуктов по СИКН, СИКНП в целом;

4) вязкости нефти и нефтепродуктов (для мазута) (динамической и кинематической) (определяется ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП);

5) объемной и/или массовой доли воды в нефти (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

6) массовой доли серы в нефти (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

7) наличия свободного газа (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

8) плотности нефти/нефтепродуктов (определяется ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП);

9) температуры нефти/нефтепродуктов по каждой ИЛ и в БИК;

10) давления нефти/нефтепродуктов по каждой ИЛ и в БИК;

11) перепада давления нефти/нефтепродуктов на фильтрах;

12) давления нефти/нефтепродуктов на входном и выходном коллекторах;

м) индикация и автоматическое обновление данных измерений массы, объема, расхода по каждой ИЛ и СИКН, СИКНП в целом, показателей качества нефти/нефтепродуктов;

н) регистрация результатов измерений и вычислений, их хранение и передача в системы верхнего уровня;

п) формирование в автоматическом режиме отчетов за заданный интервал времени и приемо-сдаточных документов. Формирование по запросу текущих отчетов, актов приема-сдачи и паспортов качества нефти/нефтепродуктов. Отображение и печать отчетов;

р) учет и формирование журнала событий СИКН, СИКНП (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах оборудования).

7.1.1.5 Допустимые значения суммарных гидравлических потерь на СИКН, СИКНП при максимальных расходе, плотности и вязкости должны определяться ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП.

Примечание - Рекомендуемые допустимые значения суммарных гидравлических потерь на СИКН, СИКНП при максимальном расходе:

а) в рабочем режиме не более 0,2 МПа;

б) в режиме поверки не более 0,4 МПа.

7.1.1.6 Диаметры коллекторов, диаметры ИЛ, диаметры и длины технологического трубопровода СИКН, СИКНП следует выбирать с учетом гидравлических потерь при максимальной производительности СИКН, СИКНП.

7.1.1.7 Значение избыточного давления в трубопроводе ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия, МПа, после СИ расхода должно быть не менее значения, рассчитанного в соответствии с технической документацией на СИ расхода.

Примечание - При отсутствии в технической документации на СИ расхода указаний по расчету избыточного давления применяется формула

ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия, (1)


где ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия - давление насыщенных паров, МПа (определяется в соответствии с ГОСТ 1756);

ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия - перепад давления на СИ расхода, МПа (определяется по технической документации на СИ расхода).

7.1.1.8 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

а) массы брутто нефти с применением СИКН, реализующих прямой или косвенный методы динамических измерений, - ±0,25%;

б) массы нетто нефти с применением СИКН, реализующих прямой или косвенный методы динамических измерений, - ±0,35%;

в) массы нефтепродуктов с применением СИКНП, реализующих прямой или косвенный методы динамических измерений, - ±0,25%.

7.1.1.9 СИ и оборудование, входящие в состав СИКН, СИКНП, реализующих косвенный метод динамических измерений, приведены в приложении Б.

7.1.1.10 СИ и оборудование, входящие в состав СИКН, СИКНП, реализующих прямой метод динамических измерений, приведены в приложении В.

7.1.1.11 Характеристики и параметры СИКН, СИКНП, СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, СИКНП, должны быть выражены в единицах величин по ГОСТ 8.417.

7.1.1.12 Электрооборудование СИКН, СИКНП в нормальных режимах должно обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питанияГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия.
_______________
ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия В Российской Федерации электроснабжение электрооборудования СИКН, СИКНП по обеспечению надежности должно относиться к электроприемникам категории I по Правилам устройства электроустановок (издания шестое и седьмое), утвержденным Приказом Минэнерго Российской Федерации от 8 июля 2002 г. N 204.

7.1.1.13 Электроснабжение СИКН, СИКНП должно осуществляться от сети однофазного или трехфазного напряжения, показатели и нормы качества электроэнергии должны соответствовать ГОСТ 32144.

7.1.2 Конструктивные требования

7.1.2.1 Каждый блок и узел в сборе должен иметь крепления для строповых устройств.

7.1.2.2 Конструкция СИКН, СИКНП должна обеспечивать возможность проведения КМХ, поверки, обслуживания и ремонта СИ и оборудования, не подвергая персонал опасности, в условиях, предусмотренных изготовителем.

7.1.2.3 Конструкция СИКН, СИКНП, СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, СИКНП, должна обеспечивать нанесение информационных и предупреждающих надписей, знаков и обозначений, пломб в местах, доступных для просмотра.

7.1.2.4 Технологический трубопровод СИКН, СИКНП должен быть оснащен узлом подключения ПУ. Диаметр трубопровода коллектора на узле подключения должен соответствовать диаметру ИЛ. При подключении к одной ПУ нескольких СИКН, СИКНП с разными диаметрами ИЛ диаметр трубопровода коллектора на узле подключения должен соответствовать максимальному диаметру ИЛ.

7.1.2.5 Запорную арматуру с номинальным диаметром более DN 150 рекомендуется оснащать электроприводами (определяется ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП).

7.1.2.6 Класс герметичности запорной арматуры - А по ГОСТ 9544.

7.1.2.7 Запорная арматура, протечки которой могут оказать влияние на достоверность учетных операций, результаты поверки и КМХ СИ расхода, должна быть с устройством контроля протечек (дистанционным и/или местным).

7.1.3 Требования к электромагнитной совместимости

7.1.3.1 Электрооборудование, входящее в состав СИКН, СИКНП, должно быть устойчивым к воздействию внешних помех.

7.1.3.2 Степень устойчивости к воздействию внешних помех должна соответствовать стандартам на электрооборудование, ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП и обеспечивать функционирование СИКН, СИКНП в условиях, установленных настоящим стандартом.

7.1.4 Требования надежности

7.1.4.1 Срок службы СИКН, СИКНП в условиях эксплуатации, установленных настоящим стандартом, должен составлять не менее 25 лет.

7.1.4.2 Допускается применение СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, СИКНП, со сроком службы менее 25 лет с заменой при эксплуатации СИКН, СИКНП.

7.1.4.3 Другие показатели надежности, при необходимости, должны устанавливаться в ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП в соответствии с ГОСТ 27.003.

7.1.4.4 СИКН, СИКНП должны быть восстанавливаемыми и сохранять свои характеристики в течение всего срока службы.

7.1.5 Требования стойкости к внешним воздействиям

7.1.5.1 СИ и оборудование, входящие в состав СИКН, СИКНП, должны быть изготовлены в климатических исполнениях согласно ГОСТ 15150.

7.1.5.2 СИ и оборудование, входящие в состав СИКН, СИКНП, должны быть устойчивыми (защищены) к воздействию температуры, влажности окружающего воздуха, атмосферного давления, вибраций, ударов и должны сохранять характеристики в пределах норм, установленных настоящим стандартом и ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП, во время воздействия на них влияющих величин в рабочих условиях применения.

7.1.6 Требования эргономики

Конструкция СИКН, СИКНП должна соответствовать эргономическим требованиям ГОСТ 12.2.049.

7.1.7 Требования по экономному использованию сырья, материалов, топлива, энергии

СИКН, СИКНП должны проектироваться и изготавливаться с учетом соблюдения показателей энергосбережения и энергетической эффективности, установленных в стандартах, технических регламентах, законах, нормативных правовых актах государств, где эксплуатируются СИКН, СИКНП.

7.1.8 Требования транспортабельности

Для обеспечения свободной транспортировки, погрузки и выгрузки габаритные размеры и масса блоков СИКН, СИКНП, упакованных СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, СИКНП, должны соответствовать размерам грузовых люков, площадок транспортных средств и габаритам погрузки, а также правилам и требованиям к размещению и перевозке грузов, установленным на транспорте соответствующего вида.

7.2 Требования к составным частям систем измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов

7.2.1 Требования к составу систем измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов

7.2.1.1 Состав СИКН, СИКНП определяется ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП. В общем случае СИКН, СИКНП должны включать в себя:

а) блок фильтров (при отсутствии фильтров в БИЛ);

б) БИЛ;

в) БИК;

г) ПЗУ;

д) ПУ;

е) СОИ.

7.2.1.2 Последовательность установки технологического оборудования определяется ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП.

7.2.2 Блок фильтров

7.2.2.1 Блок фильтров должен обеспечивать требуемую производителем СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, СИКНП, степень фильтрования.

7.2.2.2 Количество фильтров (рабочие и резервные) блока фильтров должно рассчитываться исходя из производительности СИКН, СИКНП при максимальном расходе.

7.2.2.3 Фильтры должны укомплектовываться быстросъемными крышками или самоочищающимися фильтрующими элементами (определяется ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП), кранами-воздушниками, дренажными кранами, преобразователем дифференциального давления (дифференциальным манометром) и манометрами.

Примечание - При наличии у преобразователя дифференциального давления (дифференциального манометра) местной индикации манометры на фильтрах допускается не устанавливать.

7.2.3 Блок измерительных линий

7.2.3.1 Состав БИЛ:

а) входной и выходной коллекторы;

б) коллектор к ПУ;

в) ИЛ (рабочие, резервные, контрольно-резервная или эталонная).

7.2.3.2 Выбор СИ расхода осуществляется исходя из требований по обеспечению заданного расхода в трубопроводе.

7.2.3.3 Количество ИЛ, рассчитываемое в соответствии с приложением Г, определяется исходя из выбранного СИ расхода и максимального значения расхода в трубопроводе.

7.2.3.4 На коллекторах БИЛ устанавливают:

а) на входном коллекторе:

1) манометр;

2) преобразователь давления;

б) на выходном коллекторе:

1) манометр;

2) преобразователь давления.

7.2.3.5 Контрольно-резервная ИЛ должна включаться в работу последовательно-параллельно с рабочими ИЛ (для работы в контрольном режиме (для проведения КМХ) - последовательно, для работы в резервном режиме (при проведении измерений) - параллельно).

7.2.3.6 Резервная ИЛ должна включаться в работу параллельно с рабочими ИЛ.

7.2.3.7 Эталонная ИЛ должна включаться в работу последовательно с рабочими, резервными, контрольно-резервными ИЛ.

7.2.3.8 Состав ИЛ:

а) запорная арматура на входе ИЛ (для контрольно-резервной ИЛ - запорная арматура с дистанционным и/или местным контролем герметичности на входе);

б) фильтр со съемной крышкой в соответствии с 7.2.2.3 (при отсутствии блока фильтров, в соответствии с требованиями производителя СИ расхода);

в) СИ расхода в комплекте со струевыпрямительной секцией и/или прямыми участками до и после СИ расхода (в соответствии с технической документацией на СИ расхода);

Примечание - При прямом методе динамических измерений рекомендуется применять СИ массового расхода с функцией коррекции результатов измерений по давлению.

г) преобразователь давления (после прямолинейного участка за СИ расхода);

д) манометр (после прямолинейного участка за СИ расхода);

е) преобразователь температуры (после прямолинейного участка за СИ расхода);

ж) термометр с термокарманом (после прямолинейного участка за СИ расхода) (определяется ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП);

и) регулятор расхода с электроприводом (определяется ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП) на выходе ИЛ;

к) дренажные краны в нижних точках ИЛ;

л) шаровые краны в верхних точках ИЛ;

м) запорная арматура с дистанционным и/или местным контролем герметичности на выходе ИЛ и на отводах от ИЛ к коллектору ПУ.

7.2.3.9 Фильтры должны обеспечивать требуемую производителем СИ расхода степень фильтрования.

7.2.3.10 Фильтры должны обеспечивать производительность СИ расхода в рабочем диапазоне расхода ИЛ.

7.2.3.11 Технологическая обвязка БИЛ должна обеспечивать возможность отключения ИЛ без нарушения работы СИКН, СИКНП.

7.2.3.12 Технологическая обвязка БИЛ должна обеспечивать возможность поверки/КМХ рабочих СИ расхода без нарушения процесса измерений количества и показателей качества нефти/нефтепродуктов.

7.2.4 Блок измерений показателей качества нефти и нефтепродуктов

7.2.4.1 Состав БИК:

а) фильтры (рабочий и резервный) (определяется ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП, в соответствии с требованиями производителя СИ расхода);

б) циркуляционные насосы (рабочий и резервный) с частотно-регулируемыми приводами, обеспечивающими автоматическое регулирование расхода нефти/нефтепродуктов через БИК (при насосной схеме БИК) (определяется ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП);

в) преобразователь давления (определяется ТЗ на проектирование СИКН, СИКНП);

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Текст документа вы можете получить на ваш адрес электронной почты, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу spp@kodeks.ru

ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия

Название документа: ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия

Номер документа: 34396-2018

Вид документа: ГОСТ

Принявший орган: Росстандарт

Статус: Действующий

Опубликован: Официальное издание. М.: Стандартинформ, 2018 год
Дата принятия: 24 мая 2018

Дата начала действия: 01 декабря 2018
Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах