ГОСТ 13196-93

Группа П63

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Устройства автоматизации резервуарных парков

СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ УРОВНЯ И ОТБОРА ПРОБ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Общие технические требования и методы испытаний

Devices for automation of tank farms. Means for level measurement  and sampling of oil products. General technical requirements and test methods

МКС 75.180.30

ОКП 42 1823

Дата введения 1995-01-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Госстандартом России

ВНЕСЕН Техническим секретариатом Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации

2 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации 21 октября 1993 г.

За принятие проголосовали:

3 Постановлением Комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 2 июня 1994 г. N 160 межгосударственный стандарт ГОСТ 13196-93 введен в действие в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 января 1995 г.

4  ВЗАМЕН ГОСТ 13196-85

5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Май 2010 г.

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ

ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

Настоящий стандарт распространяется на устройства автоматизации резервуарных парков, предназначенные для контроля за наполнением и опорожнением резервуаров и емкостей (далее - средства измерения уровня), а также для автоматического отбора проб из наземных, заглубленных, подземных и изотермических резервуаров с нефтью и нефтепродуктами (далее - средства отбора проб).

Номенклатура показателей качества, устанавливаемых при разработке технического задания и технических условий на конкретные типы средств измерения уровня и отбора проб, приведена в приложении 1.

Перечень организационно-методических и общетехнических стандартов, необходимых при разработке технических заданий и технических условий на конкретные типы средств измерения уровня и отбора проб, приведен в приложении 2.

Требования разделов 2 (пункты 2.8-2.10, 2.12), 3, 4, 5 настоящего стандарта являются обязательными; другие требования настоящего стандарта - рекомендуемыми.

    1 Классификация

1.1 Средства измерения уровня подразделяют как указано в 1.1.1 и 1.1.2.

1.1.1 По принципу действия:

- механические;

- электромеханические;

- пневматические;

- гидростатические;

- радиоизотопные;

- ультразвуковые;

- лазерные;

- оптические.    

1.1.2 По способу отсчета показаний:

- с местным отсчетом;

- с местным отсчетом и дистанционной передачей значений;

- с местным отсчетом и передачей значений на ЭВМ и (или) видеотерминал.

1.2 Средства отбора проб подразделяют как указано в 1.2.1 и 1.2.2.

1.2.1 По принципу действия:

- механические;

- электромеханические;

- пневматические;

- гидравлические.    

1.2.2 По способу отбора пробы:

- порционные (в том числе для взятия донной пробы);

- интегральные;

- порционно-интегральные.

1.3 В зависимости от исполнения средства отбора проб подразделяют как указано в 1.3.1-1.3.3.

1.3.1 В зависимости от образования пробы:

- нормально открытые;

- нормально закрытые.

1.3.2 В зависимости от сохранения температуры отбираемого нефтепродукта:

- изотермические;

- неизотермические.

1.3.3 В зависимости от способа слива пробы:

- с принудительным вытеснением пробы;

- с самотечным сливом пробы.

1.4 В зависимости от химического воздействия нефтепродуктов средства измерения уровня и отбора проб подразделяют следующим образом:

- для неагрессивных нефтепродуктов;

- для агрессивных нефтепродуктов.

Примечание - Агрессивными являются нефть и нефтепродукты, химическая активность которых превышает активность продуктов, нейтральных к стали марки 12Х18Н9Т по ГОСТ 5949.

1.5 В зависимости от назначения исполнения средств измерения уровня и отбора проб в соответствии с типами резервуаров подразделяют следующим образом:

- для наземных резервуаров (вертикальных, цилиндрических, горизонтальных, сферических, с понтоном, с плавающей крышей);

- для заглубленных;

- для подземных;

- для изотермических.

    2 Основные характеристики

2.1 Давление внутри резервуара:

1) избыточное давление выбирается из ряда: до 0,025; 0,16; 0,25; 0,40; 10,0; 25,0 МПа (до 0,25; 1,6; 2,5; 4,0; 100,0; 250,0 кгс/см);

2) вакуумметрические - не менее 0,0015 МПа (0,015 кгс/см).

2.2 Диапазон измерения уровня выбирается из ряда: от 0,4 до 4; от 0 до 12; от 0 до 20; от 0 до 25 м.

2.3 Скорость изменения уровня должна быть от 0 до 200 мм/мин.

2.4 Средства отбора проб должны обеспечивать отбор пробы из резервуара высотой от 2 до 25 м.

2.5 Температуру продукта в резервуаре выбирают из ряда:

нижний предел - минус 50; 30 °С;

верхний предел - плюс 50; 100 °С.

2.6 Диапазон плотности нефти и нефтепродуктов - от 400 до 1200 кг/м(от 0,4 до 1,2 г/см).

2.7 Средства отбора проб должны обеспечивать отбор пробы нефти и нефтепродуктов при диапазонах кинематической вязкости, выбираемой из ряда: до 0,02; от 0,02 до 0,08; от 0,08 до 0,15; от 0,15 до 0,25; от 0,25 до 0,40; от 0,40 до 0,60 и от 0,60 м/с и более.

2.8 Пределы допускаемой основной погрешности средства измерения уровня при местном и дистанционном отсчете показаний должны выбираться из рядов: