Национальный стандарт российской федерации гост р

Скачать 0.56 Mb.

Название	Национальный стандарт российской федерации гост р
страница	4/13
Тип	Документы

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Документы

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 13

4Сокращения

В настоящем стандарте приняты следующие сокращения:

АРМ – автоматизированное рабочее место;

БИК – блок измерений показателей качества нефти (нефтепродуктов);

ИЛ – измерительная линия;

КМХ – контроль метрологических характеристик;

МИ – методика измерений;

ПВ – преобразователь вязкости;

ПП – преобразователь плотности;

ПР – преобразователь расхода (турбинный, роторный, лопастной, ультразвуковой);

ПУ – поверочная установка;

СИ – средство измерений;

СИКН – система измерений количества и показателей качества нефти;

СИКНП – система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов;

СОИ – система обработки информации;

ТЗ – техническое задание.

5Общие положения

Массу нефти (нефтепродукта) вычисляют в соответствии с МИ массы, разработанной для конкретной СИКН (СИКНП). МИ массы нефти (нефтепродукта) разрабатывают в соответствии с требованиями настоящего стандарта.
В качестве основной и резервной схем измерений массы нефти (нефтепродукта) на СИКН (СИКНП) применяют прямой или косвенный методы динамических измерений с использованием счетчиков-расходомеров жидкости массовых или преобразователей объемного расхода соответственно, в комплекте с поточными преобразователями плотности, температуры и давления с пределами допускаемой относительной погрешности измерений не превышающими значений, установленных требованиями настоящего стандарта.
Допускается в качестве резервной схемы измерений массы нефти (нефтепродукта) применять прямой или косвенный методы статических измерений (до строительства основной схемы измерения в сроки согласованные сторонами или на период устранения отказа существующей основной схемы) с пределами допускаемой относительной погрешности измерений не превышающими значений, установленных требованиями ГОСТ Р 8.595.
Состав СИКН (СИКНП), технические и метрологические характеристики СИ и оборудования, входящих в состав СИКН (СИКНП), должны соответствовать техническому проекту, разработанному на основании технического задания на проектирование, МИ 2825, МИ 2837 и других нормативных документов (в том числе, вновь принятых после ввода в действие настоящих Рекомендаций), требования которых распространяются на СИКН (СИКНП) в процессе их проектирования.
Массу нефти (нефтепродукта) при приеме и сдаче нефти (нефтепродукта) с применением СИКН (СИКНП) определяют по результатам прямых или косвенных методов динамических измерений с применением СИКН (СИКНП).
При прямых методах динамических измерений массу нефти измеряют с применением счетчиков-расходомеров жидкости массовых, результат измерений массы нефти получают непосредственно.
Рекомендуемый состав СИКН (СИКНП) для измерения массы нефти (нефтепродуктов) прямым методом динамических измерений приведен в таблице 2.

Т а б л и ц а 1 – Рекомендуемый состав СИКН (СИКНП) для измерения массы нефти (нефтепродуктов) прямым методом динамических измерений

Наименование СИ и оборудования, входящих в состав СИКН (СИКНП)	Пределы допускаемой погрешности СИ	Примечание
1	2	3
1 Основные СИ и оборудование, устанавливаемые на технологической части СИКН (СИКНП)
1.1 Измерительные линии
1.1.1 Счетчик-расходомер жидкости массовый рабочий и резервный	± 0,25 %*
1.1.2 Счетчик-расходомер жидкости массовый контрольный	± 0,20 %**	При наличии по проекту
1.1.3 Счетчик-расходомер жидкости массовый эталонный	± 0,1 %**	При наличии по проекту
1.1.4 Преобразователи разности давления (дифманометры) и манометры на фильтрах	± 2,5 %***	Для контроля загрязненности фильтров
1.1.5 Преобразователь давления	± 0,5 %***
1.1.6 Манометры	± 0,6 %***
1.1.7 Преобразователь температуры	± 0,2 °С****
1.1.8 Термометр стеклянный	+0,2 °С****	Цена деления термометра 0,1 °С
1.1.9 Фильтр		При наличии в составе СИКН (СИКНП) отдельного блока фильтров фильтр на ИЛ не устанавливают
1.1.10 Задвижки или шаровые краны (запорная арматура) электроприводные, в том числе с гарантированным перекрытием потока и оборудованные устройствами контроля герметичности		Только та запорная арматура, негерметичность которой влияет на достоверность результатов измерений при учетных операциях, при поверке и КМХ преобразователь массового расхода. На вновь строящихся и реконструируемых СИКН (СИКНП)
1.1.11 Регулятор расхода		При наличии по проекту
1.1.12 Регулятор давления на выходе СИКН (СИКНП)		При наличии по проекту
1.1.13 Пробозаборное устройство (устанавливается на коллекторе СИКН (СИКНП))		Согласно ГОСТ 2517
1.2 БИК
1.2.1 ПП поточный	± 0,30 кг/м****	При отсутствии на ПУ плотномера. При наличии по проекту
1.2.2 Преобразователь давления	± 0,5 %***
1.2.3 Манометр	± 0,6 %***
1.2.4 Преобразователь температуры	± 0,2 °С****
1.2.5 Термометр стеклянный	± 0,2 °С****	Цена деления термометра 0,1 °С
1.2.6 Расходомер	± 5,0 %*
1.2.7 Пробоотборники автоматические (рабочий и резервный) с диспергатором
1.2.8 Пробоотборное устройство для ручного отбора пробы с диспергатором
1.2.9 Регулятор расхода		При применении частотного регулятора числа оборотов циркулярного насоса регулятор расхода в БИК не устанавливают. На вновь строящихся и реконструируемых СИКН (СИКНП) или БИК и при наличии по проекту
1.2.10 Циркуляционный насос		При возможности обеспечения необходимого расхода в БИК допускается применение безнасосной схемы
2 Основные СИ и оборудование, устанавливаемые вне технологической части СИКН (СИКНП)
2.1 СОИ	± 0,05 %*
2.2 АРМ-оператора		На вновь строящихся и реконструируемых СИКН (СИКНП) и при наличии по проекту
2.3 Вторичная аппаратура преобразователя массового расхода	± 0,05 %*
2.4 Стационарная поверочная установка	I или II разряда	При наличии по проекту. На одной площадке с СИКН (СИКНП)
3 Дополнительные СИ и оборудование
3.1 Преобразователь влагосодержания поточный (рабочий и резервный) в БИК	± 0,1 %****	При наличии по проекту
3.2 Преобразователь серосодержания поточный в БИК с диапазонами измерений:		При наличии по проекту
- (00,6)%	± 0,02 %****
- (0,11,8)%	± 0,06 %****
- (1,85,0)%	± 0,18 %****
3.3 Индикатор (датчик) контроля наличия свободного газа		Количество и место установки определяется проектом
3.4 Термостатирующий цилиндр в БИК		При наличии по проекту
3.5 Промывочный насос в БИК		При наличии по проекту
3.6 Газосигнализатор в БИК		При наличии по проекту
3.7 Датчик пожара в БИК		При наличии по проекту
3.8 Нагреватель электрический с терморегулятором в БИК		При наличии по проекту
3.9 Вентилятор вытяжной в БИК		При наличии по проекту

______________________

Примечания к таблице 2

1 * - пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне измерений.

2 ** - пределы допускаемой относительной погрешности в точке расхода.

3 *** - пределы допускаемой приведенной погрешности.

4 **** - пределы допускаемой абсолютной погрешности.

5 Допускается размещать ИЛ и БИК в общем укрытии или в общем блок-боксе по МИ 2825, МИ 2837.

6 Допускается оснащать технологические части СИКН (СИКНП) различными вспомогательными системами, необходимыми для поддержания СИКН (СИКНП) в исправном (рабочем) состоянии, например, системами продувки, промывки или пропарки, при наличии по проекту.

Массу брутто нефти (нефтепродуктов) при прямом методе динамических измерений с применением преобразователей массового расхода получают непосредственно.
При косвенных методах динамических измерений массу нефти (нефтепродуктов) определяют с применением СОИ по результатам следующих измерений:

- объема нефти (нефтепродуктов) с применением ПР или счетчика жидкости;

- плотности нефти (нефтепродуктов) с применением поточных ПП;

- давления и температуры нефти (нефтепродуктов) с применением преобразователей давления и температуры.

Рекомендуемый состав СИКН (СИКНП) для измерения массы нефти (нефтепродуктов) косвенным методом динамических измерений приведен в таблице 2.

Т а б л и ц а 2 – Рекомендуемый состав СИКН (СИКНП) для измерения массы нефти (нефтепродуктов) косвенным методом динамических измерений

Наименование СИ и оборудования, входящих в состав СИКН	Пределы допускаемой погрешности СИ	Примечание
1	2	3
1 Основные СИ и оборудование, устанавливаемые на технологической части СИКН
1.1 Измерительные линии
1.1.1 ПР или счетчики жидкости рабочие, резервный	± 0,15 %*
1.1.2 ПР или счетчик жидкости контрольный	± 0,1 %**	При наличии по проекту
1.1.3 Преобразователи давления	± 0,5 %***
1.1.4 Преобразователи перепада давления (дифманометры) и манометры на фильтрах	± 2,5 %***	Для контроля загрязненности фильтров
1.1.5 Манометры	±0,6%***
1.1.6 Преобразователи температуры в комплекте с термосопротивлениями (сенсорами) класса А	±0,2 °С ****
1.1.7 Термометры стеклянные	±0,2 °С****	Цена деления 0,1 °С
1.1.8 Фильтры		При наличии в составе СИКН отдельного блока фильтров фильтр на ИЛ не устанавливают
1.1.9 Задвижки или шаровые краны (запорная арматура) электроприводные, в том числе с гарантированным перекрытием потока и оборудованные устройствами контроля герметичности⁽*⁾		⁽*⁾ Только та запорная арматура, негерметичность которой влияет на достоверность результатов измерений при учетных операциях, при поверках и КМХ ПР или счетчиков жидкости. На вновь строящихся и реконструируемых СИКН
1.1.10 Струевыпрямители		При наличии по проекту
1.1.11 Регулятор расхода		При наличии по проекту
1.1.12 Пробозаборное устройство (устанавливается на коллекторе СИКН)		Согласно ГОСТ 2517
1.1.13 Регулятор давления на выходе СИКН		При наличии по проекту
1.2 БИК
1.2.1 ПП	± 0,30 кг/м³****	При наличии по проекту
1.2.2 Преобразователь давления	± 0,5 %***
1.2.3 Манометры	± 0,6 %***
1.2.4 Термометры стеклянные	± 0,2 °С****	Цена деления 0,1 °С
1.2.5 Преобразователи температуры в комплекте с термосопротивлениями (сенсорами) класса А	± 0,2 °С****
1.2.6 Расходомер	± 5,0 % *
1.2.7 Пробоотборник автоматический (рабочий и резервный) с диспергатором
1.2.8 Регулятор расхода		На вновь строящихся и реконструируемых СИКН и при наличии по проекту
1.2.9 Циркуляционный насос⁽**⁾		При возможности обеспечения необходимого расхода в БИК допускается применение безнасосной схемы.
2 Основные СИ и оборудование, устанавливаемые вне технологической части СИКН
2.1 СОИ	± 0,05 %**
2.2 Вторичная аппаратура ПР или счетчиков жидкости	± 0,05 %**	В случае невозможности применения ПР или счетчиков жидкости без вторичной аппаратуры (прибора)
2.3 АРМ-оператора		На вновь строящихся и реконструируемых СИКН и при наличии по проекту
2.4 Стационарная поверочная установка	I или II разряда	На одной площадке с СИКН
3 Дополнительные СИ и оборудование
3.1 ПП эталонный стационарный в БИК	± 0,1 кг/м³****	При наличии по проекту
3.2 ПВ в БИК	± 1,0 %***	При наличии по проекту
3.3 Преобразователь влагосодержания поточный (рабочий и резервный) в БИК	± 0,1 %****	При наличии по проекту
3.4 Преобразователь серосодержания поточный в БИК с диапазонами измерений:		При наличии по проекту
- (00,6)%	± 0,02 %****
- (0,11,8)%	± 0,06 %****
- (1,85,0)%	± 0,18 %****
3.5 Устройство по корректировке коэффициента преобразования ПР или счетчиков жидкости по расходу или расходу и вязкости	± 0,05 %*	При наличии по проекту, для коррекции коэффициента преобразования ПР или счетчиков жидкости
3.6 Суммирующий прибор	± 0,05 %*	При количестве рабочих измерительных линий 2 и более и отсутствии в СОИ встроенной функции суммирования
3.7 Индикатор (датчик) контроля наличия свободного газа		При наличии по проекту
3.8 Термостатирующий цилиндр в БИК		При наличии по проекту
3.9 Промывочный насос в БИК		При наличии по проекту
3.10 Газосигнализатор в БИК		При наличии по проекту
3.11 Датчик пожара в БИК		При наличии по проекту
3.12 Вентилятор вытяжной в БИК		При наличии по проекту
3.13 Нагреватель электрический с терморегулятором в БИК		При наличии по проекту

______________________

Примечания к таблице 2

1 * - пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне измерений.

2 ** - пределы допускаемой относительной погрешности в точке расхода.

3 *** - пределы допускаемой приведенной погрешности.

4 **** - пределы допускаемой абсолютной погрешности.

5 Допускается размещать измерительные линии и БИК в общем укрытии или в общем блок-боксе по
МИ 2825, МИ 2837.

6 Допускается оснащать технологические части СИКН (СИКНП) различными вспомогательными системами, необходимыми для поддержания СИКН (СИКНП) в исправном (рабочем) состоянии, например, системами продувки, промывки или пропарки, при наличии по проекту.

Массу брутто нефти (нефтепродуктов) при косвенном методе динамических измерений рекомендуется определять с помощью ПР или счетчиков жидкости и поточных ПП. В этом случае массу брутто вычисляет СОИ как произведение соответствующих значений:

- объема и плотности нефти (нефтепродуктов), приведенной к условиям измерения объема;

-объема и плотности нефти (нефтепродуктов), приведенных к стандартным условиям.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 13

Похожие:

	Национальный стандарт российской федерации гост р Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз «О техническом...		Национальный стандарт российской федерации гост р Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз «О техническом...
	Национальный стандарт российской федерации гост р Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз «О техническом...		Национальный стандарт российской федерации гост р Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз «О техническом...
	Национальный стандарт российской федерации гост р Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз «О техническом...		Национальный стандарт российской федерации гост р 52749 Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз «О техническом...
	Национальный стандарт российской федерации гост р 53487- 2009 Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз «О техническом...		Национальный стандарт российской федерации гост р 53676- 2009 Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз «О техническом...
	Национальный стандарт российской федерации гост р 52743-2007 Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз «О техническом...		Национальный стандарт российской федераци и гост р Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз «О техническом...
	Национальный стандарт российской федерации гост р 53675- 2009 Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз «Отехническом...		Национальный стандарт российской федерации чистые помещения и связанные... Российской Федерации установлены гост р 0-92 "Государственная система стандартизации Российской Федерации. Основные положения" и...
	Национальный стандарт российской федерации оборудование детских игровых площадок Российской Федерации установлены гост р 0-92 "Государственная система стандартизации Российской Федерации. Основные положения" и...		Национальный стандарт российской федерации Российской Федерации установлены гост р 0–92 “Государственная система стандартизации Российской Федерации. Основные положения” и...
	Национальный стандарт российской федерации Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз "О техническом...		Национальный стандарт российской федерации Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз "О техническом...

Руководство, инструкция по применению

Национальный стандарт российской федерации гост р

4Сокращения

5Общие положения

Рекомендуемый состав СИКН (СИКНП) для измерения массы нефти (нефтепродуктов) прямым методом динамических измерений приведен в таблице 2.

Похожие: