— Все документы — ГОСТы — ГОСТ Р 55610-2013 СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ


ГОСТ Р 55610-2013 СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

ГОСТ Р 55610-2013 СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 55610-2013
"СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ"
(утв. приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2013 г. N 1002-ст)

Oil measuring systems. General specifications

Дата введения - 7 июля 2015 г.

Введен впервые

Предисловие

1 Разработан Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов" (ООО "НИИ ТНН")

2 Внесен Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, Техническим комитетом по стандартизации ТК 24 "Метрологическое обеспечение добычи и учета углеводородов"

3 Утвержден и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2013 г. N 1002-ст

4 Введен впервые

1 Область применения

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

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2.106-96 Единая система конструкторской документации. Текстовые документы

ГОСТ 2.601-2006 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 12.1.018-93 Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования

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

ГОСТ 12.2.020-76 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 27.003-90 Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

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

ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89) 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 Р 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия

ГОСТ Р 54149-2010 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ Р 54808-2011 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов

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 заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с указанным всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 блок измерений показателей качества нефти (unit of measurement of quality of oil): Часть системы измерений количества и показателей качества нефти, состоящая из измерительных преобразователей, измерительных приборов, технологического оборудования, предназначенная для отбора проб и измерений показателей качества нефти.

3.2 блок измерительных линий (unit of measuring lines): Часть системы измерений количества и показателей качества нефти, состоящая из входного и выходного коллекторов, коллектора к поверочной установке, измерительных линий и дренажной системы.

3.3 измерительная линия (measuring line): Часть системы измерений количества и показателей качества нефти, состоящая из преобразователя расхода в комплекте со струевыпрямительной секцией (по техническому заданию на проектирование), кармана для термометра, преобразователей давления и температуры, манометра и термометра, запорной и регулирующей (по техническому заданию на проектирование) арматуры, фильтра (в случае если не предусмотрен отдельный блок фильтров).

3.4 контрольно-резервная измерительная линия (control and reserve measuring line): Измерительная линия, предназначенная для контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода в период между поверками, а также для включения в работу в качестве резервной измерительной линии.

3.5 рабочая измерительная линия (working measuring line): Измерительная линия, находящаяся в работе при нормальном режиме эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти.

3.6 резервная измерительная линия (reserve measuring line): Измерительная линия, находящаяся в ненагруженном резерве, которая в любой момент времени может быть включена в работу.

3.7 система измерений количества и показателей качества нефти (petroleum quantity and parameters of quality measurements systems): Совокупность функционально объединенных средств измерений, системы обработки информации, технологического и иного оборудования, предназначенная для прямых или косвенных динамических измерений массы и показателей качества нефти.

3.8 система обработки информации (system of information processing): Вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах нефти, измеренных первичными преобразователями, и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

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

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

3.11 эталонная измерительная линия (standard measuring line): Измерительная линия, оснащенная эталонным преобразователем расхода и предназначенная для поверки или контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода.

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АРМ - автоматизированное рабочее место;

БИК - блок измерений показателей качества нефти;

БИЛ - блок измерительных линий;

ЗИП - запасные части, инструменты, принадлежности и материалы;

ИЛ - измерительная линия;

КМХ - контроль метрологических характеристик;

ПЗУ - пробозаборное устройство;

ПП - преобразователь плотности;

ПР - преобразователь расхода;

ПУ - поверочная установка;

СИ - средство измерений;

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

СОИ - система обработки информации;

ТЗ - техническое задание;

ТПУ - трубопоршневая поверочная установка;

УОСГ - устройство определения свободного газа;

УРД - узел регулирования давления.

5 Общие положения

5.1 СИКН изготавливаются в соответствии с ТЗ на проектирование СИКН.

5.2 Должна проводиться метрологическая экспертиза:

а) ТЗ на проектирование СИКН;

б) проектной документации.

Примечания

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

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

5.3 Тип СИКН, предназначенных для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, подлежит обязательному утверждению.

5.4 СИ, входящие в состав СИКН, предназначенных для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны быть утвержденного типа.

5.5 СИКН и СИ, входящие в состав СИКН, предназначенные для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, до ввода в эксплуатацию, а также после ремонта подлежат первичной поверке, а в процессе эксплуатации - периодической поверке.

6 Классификация

6.1 По методу измерений СИКН классифицируются на:

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

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

6.2 По цели применения СИКН классифицируются на:

а) коммерческие, т.е. применяемые в товарно-коммерческих операциях с нефтью;

б) оперативные, т.е. применяемые в оперативном, ведомственном учете нефти.

7 Технические требования

7.1 Основные показатели и характеристики

7.1.1 Показатели назначения

7.1.1.1 СИКН представляет собой измерительную систему, предназначенную для прямых или косвенных динамических измерений массы и показателей качества нефти, соответствующей ГОСТ Р 51858.

7.1.1.2 Задачи СИКН, реализующих прямой метод динамических измерений:

а) измерение массы брутто нефти ПР по каждой ИЛ;

б) вычисление массы брутто и нетто нефти по СИКН в целом;

в) измерение давления и температуры нефти преобразователями давления и температуры.

7.1.1.3 Задачи СИКН, реализующих косвенный метод динамических измерений:

а) измерение объема нефти ПР;

б) измерение плотности нефти в БИК поточными ПП;

в) измерение давления и температуры нефти преобразователями давления и температуры;

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

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

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

д) вычисление массы брутто и нетто нефти по СИКН в целом.

7.1.1.4 Функции СИКН:

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

б) поддержание минимально допустимого давления в ИЛ (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

в) управление расходом нефти через БИК;

г) автоматический отбор объединенной пробы:

1) пропорционально объему транспортируемой нефти,

2) пропорционально времени транспортирования нефти;

д) ручной отбор точечной пробы;

е) автоматизированное и ручное выполнение поверки и КМХ поточных СИ без нарушения работы СИКН. Автоматическое формирование и печать протоколов поверки и КМХ;

ж) дистанционный и местный контроль герметичности запорной арматуры, применяемой при поверке и КМХ, а также в основной технологической схеме СИКН, оказывающей влияние на точность измерений количества нефти;

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

1) объемный и массовый расход нефти по каждой ИЛ и в БИК,

2) объемный и массовый расход нефти по СИКН в целом,

3) вязкость нефти (динамической и кинематической) (определяется ТЗ на проектирование СИКН),

4) объемная и массовая доли воды в нефти (определяется ТЗ на проектирование СИКН),

5) массовая доля серы в нефти (определяется ТЗ на проектирование СИКН),

6) содержание свободного газа (определяется ТЗ на проектирование СИКН),

7) плотность нефти (определяется ТЗ на проектирование СИКН),

8) температура нефти по каждой ИЛ и в БИК,

9) давление нефти по каждой ИЛ и в БИК,

10) перепад давления нефти на фильтрах,

11) давление нефти во входном и выходном коллекторах;

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

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

м) 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. Отображение и печать отчетов;

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

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

7.1.1.6 Суммарные гидравлические потери на СИКН при максимальном расходе должны определяться ТЗ на проектирование СИКН.

Примечание - Рекомендуемые суммарные гидравлические потери на СИКН при максимальном расходе;

1) в рабочем режиме не более 0,2 МПа;

2) в режиме поверки не более 0,4 МПа.

7.1.1.7 Массу нефти вычисляют по ГОСТ Р 8.595.

7.1.1.8 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти с применением СИКН, реализующих прямой и косвенный методы динамических измерений, - ±0,25%.

7.1.1.9 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти с применением СИКН, реализующих прямой и косвенный методы динамических измерений, - ±0,35%.

7.1.1.10 СИ и оборудование, входящие в состав СИКН, реализующих косвенный метод динамических измерений, приведены в приложении А.

7.1.1.11 СИ и оборудование, входящие в состав СИКН, реализующих прямой метод динамических измерений, приведены в приложении Б.

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

7.1.2 Конструктивные требования

7.1.2.1 СИКН должны проектироваться из взаимозаменяемых СИ и оборудования, входящих в состав функциональных блоков.

7.1.2.2 Каждый модуль и узел в сборе должен иметь крепления для строповых устройств.

7.1.2.3 Должна быть предусмотрена защита СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, исключающая возможность их несанкционированной настройки.

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

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

7.1.2.6 БИК должен располагаться в помещении здания (сооружения) с контролем доступа, блок-боксе с контролем доступа, шкафу с контролем доступа.

7.1.3 Требования к электромагнитной совместимости

7.1.3.1 Электрооборудование, входящее в состав СИКН, 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 и обеспечивать функционирование СИКН в условиях, установленных в настоящем стандарте.

7.1.4 Требования надежности

7.1.4.1 Срок службы СИКН в условиях и режимах эксплуатации, установленных настоящим стандартом, должен составлять не менее 8 лет.

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

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

7.1.4.4 СИКН 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, должны быть изготовлены в климатических исполнениях согласно ГОСТ 15150.

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

7.1.6 Требования эргономики

7.1.6.1 СИКН должны проектироваться и изготавливаться по эргономическим требованиям, установленным в ТЗ на проектирование СИКН, позволяющим снижать влияние дискомфорта, усталости, утомляемости и психологического напряжения обслуживающего персонала.

7.1.6.2 Эргономические требования к конструкции СИКН должны устанавливать ее соответствие антропометрическим, физиологическим, психофизиологическим и психологическим свойствам человека и обусловленным этими свойствами гигиеническим требованиям в соответствии с ГОСТ 12.2.049.

7.1.7 Требования (рекомендации) по экономному использованию сырья, материалов, топлива, энергии

СИКН должны проектироваться и изготавливаться с учетом соблюдения показателей энергосбережения и энергетической эффективности, установленных в стандартах и ТЗ на проектирование СИКН.

7.1.8 Требования транспортабельности

Для обеспечения свободной транспортировки, погрузки и выгрузки габаритные размеры и масса упакованных СИКН, СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, должны устанавливаться с учетом размеров грузовых люков, площадок транспортных средств и габаритов погрузки, а также правил и требований к размещению и перевозке грузов, установленных на транспорте соответствующего вида.

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

7.2.1 Требования к составу СИКН

Состав СИКН определяется ТЗ на проектирование СИКН. В общем случае СИКН включает в себя:

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

б) БИЛ;

в) БИК;

г) УРД;

д) ПЗУ;

е) ПУ (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

ж) технологические трубопроводы с запорной арматурой;

и) вспомогательное оборудование;

к) систему автоматизации СИКН;

л) систему распределения электроэнергии (определяется ТЗ на проектирование СИКН).

7.2.2 Блок фильтров

7.2.2.1 Блок фильтров должен состоять не менее чем из двух фильтров.

7.2.2.2 Фильтры укомплектовывают съемными крышками или самоочищающимися фильтрующими элементами (определяется ТЗ на проектирование СИКН), кранами-воздушниками, дренажными кранами, манометрами или дифференциальными манометрами (определяется ТЗ на проектирование СИКН) и преобразователем разности давления.

7.2.2.3 Блок фильтров или фильтры, устанавливаемые на ИЛ, должны обеспечивать требуемую производителем ПР степень фильтрации.

7.2.2.4 Каждый фильтр блока фильтров должен обеспечивать производительность работы СИКН в рабочем диапазоне расхода (фильтр, входящий в состав ИЛ, обеспечивает производительность работы ПР в рабочем диапазоне расхода ИЛ).

7.2.2.5 Блок фильтров должен быть оснащен дренажной системой.

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 Пропускная способность определяется количеством ИЛ, рассчитываемым в соответствии с приложением В.

7.2.3.3 На коллекторах БИЛ устанавливают:

а) на входном коллекторе:

1) манометр,

2) преобразователь давления;

б) на выходном коллекторе:

1) манометр,

2) преобразователь температуры в комплекте с термокарманом при применении ПР (массовых) (определяется ТЗ на проектирование СИКН),

3) термометр с термокарманом и с защитной гильзой при применении ПР (массовых) (определяется ТЗ на проектирование СИКН),

4) преобразователь давления.

7.2.3.4 Контрольно-резервная ИЛ включается в работу по последовательно-параллельной схеме с рабочими ИЛ [для работы в контрольном режиме (для проведения КМХ) - последовательно, для работы в резервном режиме (при проведении измерений) - параллельно]. Резервная ИЛ включается в работу параллельно рабочим ИЛ. Эталонная ИЛ включается в работу последовательно с рабочими, резервными ИЛ.

7.2.3.5 В состав ИЛ входят:

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

б) фильтр со съемной крышкой, краном отвода газовоздушной смеси, дренажным краном (при отсутствии блока фильтров);

в) преобразователь дифференциального давления на фильтре с дистанционной и местной индикацией (при наличии фильтра);

г) ПР в комплекте со струевыпрямительной секцией (определяется ТЗ на проектирование СИКН в соответствии с технической документацией на ПР) и/или прямыми участками до и после ПР;

д) запорная арматура с дистанционным и местным контролем герметичности на выходе ИЛ и на отводах от ИЛ к коллектору ПУ;

е) преобразователь температуры при применении ПР (объемных) (после прямолинейного участка за ПР);

ж) термометр с термокарманом и с защитной гильзой при применении ПР (объемных) (после прямолинейного участка за ПР);

и) манометры (до и после фильтра, после прямолинейного участка за ПР);

к) преобразователь давления (после прямолинейного участка за ПР);

л) регулятор расхода с электроприводом на выходе ИЛ (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

м) дренажные краны в нижних точках ИЛ.

7.2.4 Блок измерений показателей качества нефти

7.2.4.1 Состав БИК:

а) ПП нефти (основной и резервный), расположенные по схеме, обеспечивающей возможность из влечения каждого из них без остановки БИК (при прямом методе динамических измерений массы нефти необходимость ПП определяется ТЗ на проектирование СИКН);

б) преобразователи влагосодержания в нефти (рабочий и резервный) (определяется ТЗ на проектирование СИКН), расположенные по схеме, обеспечивающей возможность извлечения каждого из них без остановки БИК;

в) преобразователи вязкости (рабочий и резервный) (определяется ТЗ на проектирование СИКН), расположенные по схеме, обеспечивающей возможность извлечения каждого из них без остановки БИК;

г) преобразователи серосодержания в нефти (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

д) преобразователи температуры в комплекте с термокарманами;

е) термометры с термокарманами и с защитной гильзой;

ж) преобразователи давления;

и) манометры;

к) автоматические пробоотборники (рабочий и резервный) с герметичными контейнерами, обеспечивающие отбор проб по заданной программе и в соответствии с ГОСТ 2517. Контейнеры обеспечиваются местным и/или дистанционным контролем наполнения (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

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

м) циркуляционные насосы (рабочий и резервный) с частотно-регулируемыми приводами, обеспечивающими автоматическое регулирование расхода нефти через БИК (при насосной схеме БИК);

н) расходомер с дистанционной и местной индикацией (наличие местной индикации определяется ТЗ на проектирование СИКН);

п) система промывки преобразователей показателей качества нефти в составе:

1) электронасосного агрегата,

2) емкости для промывочной жидкости,

3) системы трубопроводов с запорной арматурой;

р) фильтры (рабочий и резервный) (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

с) запорная арматура на входе и выходе БИК для оперативного и аварийного отключения БИК;

т) места для подключения пикнометров или эталонных ПП, эталонных преобразователей вязкости и УОСГ;

у) место для измерения плотности нефти ареометром (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

ф) устройство контроля протечек на дренажном коллекторе (при подключении БИК после ИЛ) (определяется ТЗ на проектирование СИКН);

х) термостатирующий цилиндр (определяется ТЗ на проектирование СИКН).

7.2.4.2 В технологической обвязке БИК рекомендуется применять шаровые краны, а в верхних точках - шаровые краны-воздушники.

7.2.4.3 Отбор нефти в БИК должен осуществляться с входного или выходного коллектора БИЛ или из подводящего (отводящего) технологического трубопровода, расположенного в непосредственной близости от БИЛ.

7.2.4.4 БИК выполняют по насосной или безнасосной схеме.

7.2.4.5 Безнасосная схема применяется в случае возможности возврата нефти в технологический трубопровод с меньшим давлением без нарушения учета нефти. При безнасосной схеме в БИК дополнительно устанавливается регулятор расхода.

7.2.4.6 БИК должен быть подключен к дренажной системе с возможностью ее промывки или пропарки.

7.2.5 Узел регулирования давления


Возврат к списку

(Нет голосов)

Комментарии (1)

bodyakr, 06.12.2018
Вам нужно авторизоваться, чтобы голосовать0 Вам нужно авторизоваться, чтобы голосовать0

Статус отменен, взамен ГОСТ 34396-2018
Статус отменен, взамен ГОСТ 34396-2018



Чтобы оставить комментарий вам необходимо авторизоваться
Самые популярные документы
Новости
Все новости