Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов эксплуатация и техническое обслуживание основные положения Настоящий проект стандарта не подлежит применению до его утверждения Предисловие

Вид материала

Документы

Содержание Технические средства и устройства, обеспечивающие определение количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов) Метрологическое обеспечение производственной деятельности

Подобный материал:

• Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов Техническое диагностирование, 656.6kb.
• Постановлением Госстандарта России от в настоящем стандарте реализованы нормы Федерального, 305.21kb.
• Рабочая программа дисциплины химия нефти и газа направление ооп, 463.07kb.
• Типовая программа и методика испытаний Настоящий проект стандарта (правил, рекомендаций), 646.54kb.
• Типовая программа и методика испытаний Настоящий проект стандарта (правил, рекомендаций), 787.61kb.
• Инженерные изыскания для строительства магистральных трубопроводов Настоящий проект, 4113.98kb.
• Название предприятия, 407.46kb.
• Итоги выставок «Трубопроводный транспорт» и«Mera» 15 17 апреля, 2008, 75.78kb.
• «Укрметртестстандарта», 230.8kb.
• Магистральный нефтепроводный транспорт термины и определения рд-01. 120. 00-ктн-228-06, 6467.29kb.

Технические средства и устройства, обеспечивающие определение количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов)

1. К техническим средствам и устройствам, обеспечивающим определение количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов), относятся:
   

• СИКН;
  
• системы измерения массы нефти (нефтепродуктов) в резервуарах;
  
• меры вместимости и меры полной вместимости;
  
• средства измерения и вспомогательное оборудование для определения массы нефти (нефтепродуктов), уровня и отбора проб нефти (нефтепродуктов) в мерах вместимости и мерах полной вместимости (железнодорожные и автомобильные весы, комплексы слива/налива нефти (нефтепродуктов), преобразователи давления и температуры, измерительные рулетки с лотом, электронные рулетки и плотномеры, метроштоки, ареометры, термометры, ручные пробоотборники и др.);
  
• технические средства испытаний нефти (нефтепродуктов) (ручные, поточные и лабораторные).
  

2. Состав СИКН и систем измерения массы нефти (нефтепродуктов) в резервуарах, технические и метрологические характеристики средств измерений и оборудования, входящих в их состав, должны соответствовать проектной документации, разработанному на основании требований. Проектная документация должна иметь положительное заключение о метрологической экспертизе организации, аккредитованной на право выполнения указанной работы.
   
3. Пределы допускаемой погрешности средств измерений, применяемых для динамических измерений количества и показателей качества нефти (нефти товарной) и нефтепродуктов, не должны превышать следующих значений:
   

• преобразователей объемного расхода – ±0,15 % (пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов);
  
• преобразователей массового расхода – ±0,25 % (пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов);
  
• весы (весоизмерительные системы) – ±0,3 % (пределы допускаемой относительной погрешности);
  
• уровнемеры (системы измерения уровня) – ±3 мм (пределы допускаемой абсолютной погрешности);
  
• преобразователей давления – ±0,5 % (пределы допускаемой приведенной погрешности);
  
• преобразователей температуры – ±0,5 ºС (пределы допускаемой абсолютной погрешности);
  
• преобразователей плотности – ±0,5 кг/м3 (пределы допускаемой абсолютной погрешности);
  
• преобразователей влагосодержания – ±0,1 % (пределы допускаемой абсолютной погрешности);
  
• систем обработки информации – ±0,05 %.
  

4. Средствами получения измерительной информации о количестве и показателях качества нефти (нефти товарной) и нефтепродуктов при осуществлении таможенных, торговых и товарообменных операций должны быть автоматизированные (автоматические) СИ.
   
5. Измерения количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов) в мерах вместимости и полной вместимости могут выполняться без применения автоматизированных (автоматических) средств измерений.
   
6. Технические решения, реализованные в конструкции СИКН, должны обеспечивать:
   

1. допустимую погрешность измерений в установленных режимах и условиях эксплуатации;
   
2. контроль метрологических характеристик в условиях эксплуатации по процедуре, которая должна быть приведена в технической документации;
   
3. отображение результатов измерений, самодиагностику, контроль работоспособности, а также подключение внешней поверочной аппаратуры;
   
4. сохранение характеристик в пределах установленных норм после замены сменяемых элементов (допускается дополнительная регулировка, предусмотренная в эксплуатационной документации);
   
5. сохранение метрологических характеристик в течение установленного межповерочного интервала.
   

7. Средства измерений, применяемые в качестве резерва СИКН, должны реализовывать прямые или косвенные динамические измерения.
   
8. СИКН, предназначенные для косвенных динамических измерений массы, подвергаются испытаниям в целях утверждения типа в соответствии с требованиями [6] и должны иметь свидетельства установленного образца в соответствии с требованиями [7]. Составные части таких систем могут быть в добровольном порядке представлены для испытаний в целях утверждения типа.
   
9. Меры вместимости, магистральные и технологические трубопроводы должны иметь градуировочные таблицы, утвержденные в установленном порядке.
   
10. Технологическая обвязка и запорная арматура трубопроводов, резервуаров и СИКН не должны допускать неконтролируемых перепусков и утечек нефти (нефтепродуктов).
    

14. Метрологическое обеспечение производственной деятельности

1. Общие требования к измерениям, единицам величин, эталонам единиц величин, стандартным образцам, средствам измерений, методикам (методам) измерений, применяемым в трубопроводном транспорте нефти (нефтепродуктов), должны соответствовать положениям Федерального Закона [8].
   
2. Измерения, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны выполняться по аттестованным в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.563 методикам (методам) измерений. Результаты аттестации методик (методов) измерений должны удостоверяться свидетельствами об аттестации. Методики (методы) измерений, предназначенные для выполнения прямых измерений, внесенные в эксплуатационную документацию на средства измерений, аттестации не подлежат.
   
3. Стандартные образцы и средства измерений, применяемые при эксплуатации, техническом обслуживании и выполнении работ по диагностированию на объектах МН (МНПП), должны пройти испытания в целях утверждения типа с требованиями [6] и иметь свидетельства установленного образца в соответствии с требованиями [7]. Сведения об утвержденных типах стандартных образцов и средств измерений должны быть внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
   
4. При выполнении работ по эксплуатации и техническому обслуживанию МН (МНПП) должны применяться средства измерений, прошедшие поверку или калибровку установленным порядком.
   
5. Метрологическое обеспечение измерительных систем должно соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.596.
   
6. Испытательное оборудование должно быть аттестовано в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.568 и результаты аттестации должны удостоверяться аттестатом установленного образца.