ГОСТ Р 8.733-2011 ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования (с Изменением N 1)

2 нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений      

ГОСТ 8.586.1-2005 (ИСО 5167-1:2003) Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования

ГОСТ 8.586.3-2005 (ИСО 5167-3:2003) Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 3. Сопла и сопла Вентури. Технические требования

ГОСТ 8.586.4-2005 (ИСО 5167-4:2003) Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 4. Трубы Вентури. Технические требования

ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

ГОСТ Р 8.654-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения

ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Общие требования

ГОСТ Р 51330.9-99 (МЭК 60079-10-95) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

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

ГОСТ 8.401-80 Государственная система обеспечения единства измерений. Классы точности средств измерений. Общие требования

ГОСТ 8.586.2-2005 (ИСО 5167-2:2003) Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 2. Диафрагмы. Технические требования

ГОСТ 8.586.5-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений

ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартизации безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.003-86 Система стандартов безопасности труда. Работы электросварочные. Требования безопасности

ГОСТ 12.4.137-84 Обувь специальная кожаная для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия

ГОСТ 9544-2005 Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов

ГОСТ 15528-86 Средства измерений расхода, объема или массы протекающих жидкости и газа. Термины и определения

ГОСТ 27574-87 Костюмы женские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий. Технические условия

ГОСТ 27575-87 Костюмы мужские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий. Технические условия

ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб

(Измененная редакция, Изм N 1).

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 ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году.

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, применяют в части, не затрагивающей эту ссылку.

5 требования к системам измерений количества и параметров свободного нефтяного газа

5.1 Классификация систем измерений количества и параметров свободного нефтяного газа

СИКГ классифицируют на категории и классы, исходя из их производительности и места размещения, с целью установления оптимальных технических и метрологических требований.

В зависимости от значения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, СИКГ подразделяют на категории:

По назначению СИКГ подразделяют на следующие классы:

• А — СИКГ, предназначенные для выполнения измерений в целях проведения взаимных расчетов;
• Б — СИКГ, предназначенные для выполнения измерений объемов газа, потребляемого на собственные технологические и инфраструктурные нужды (выработка электроэнергии, котельные, печи подогрева нефти, печи УПСВ, путевые подогреватели и т.п.);
• В — СИКГ, предназначенные для выполнения измерений объемов газа, сбрасываемых в атмосферу и сжигаемых на факелах (установки сброса газа на свечу, факельные установки и т.п.).

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.2 Требования к погрешности измерений систем измерений количества и параметров свободного нефтяного газа

Для СИКГ нормируют пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям. Значения приведены в таблице 1.

Таблица 1

Примечание — При отсутствии технических решений, обеспечивающих однофазность потока по измерительной линии, для всех категорий и классов СИКГ пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, составляют не более ±5%.

(Измененная редакция, Изм. N 1).  

5.3 Оценивание погрешности измерений

5.3.1 Оценку пределов допускаемой относительной погрешности измерений объема газа в условиях ограниченной исходной информации проводят по [2].

5.3.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, оценивают с учетом:

• пределов допускаемой основной погрешности, вносимой СИ;
• пределов допускаемых значений дополнительных погрешностей, вносимых СИ, при наибольших отклонениях внешних влияющих величин от нормальных значений либо максимально допускаемых значений коэффициентов влияния;
• погрешностей величин, принятых за условно-постоянные параметры.

5.3.3 Числовые значения погрешности измерений округляют в соответствии с требованиями [3] и ГОСТ 8.401.

5.3.4 Формулы расчета погрешности измерений

5.3.4.1 В настоящем стандарте составляющие погрешностей определяют при нормальном законе распределения случайных погрешностей и доверительной вероятности 0,95.

5.3.4.2 В случае применения массового расходомера относительную погрешность измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, рассчитывают по формуле

где

5.3.4.3 Относительную погрешность объема газа, приведенного к стандартным условиям, по результатам измерений при помощи СИ объема (объемного расхода) при рабочих условиях определяют при отсутствии в составе СИ корректора или вычислителя и при их наличии.

При отсутствии в составе СИ электронных корректоров или вычислительных устройств относительную погрешность объема газа

• при прямом или косвенном (по известным значениям давления и температуры) методе измерений плотности газа при рабочих условиях по формуле

где

• при определении плотности газа при заданных значениях давления, температуры и коэффициента сжимаемости:

где
где

При наличии в составе СИ электронных корректоров или вычислительных устройств относительную погрешность рассчитывают по формулам:

при прямом или косвенном (по известным значениям температуры, давления и компонентного состава газа) методах измерений плотности газа при рабочих условиях:

при определении плотности газа по известным значениям температуры, давления и коэффициента сжимаемости газа:

(Измененная редакция, Изм. N 1; Поправка, ИУС 6-2022).

5.4 Требования к функциям систем измерений количества и параметров свободного нефтяного газа

5.4.1 Требования к функциям СИКГ I и II категорий приведены в таблице 2.

Таблица 2

(Измененная редакция, Изм. N 1).     

5.4.2 Функции СИКГ III и IV категорий приведены в таблице 3.

Таблица 3

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.5 Состав и оснащение систем измерений количества и параметров свободного нефтяного газа

5.5.1 Требования к составу, оснащению СИКГ устанавливают в ТТ, руководствуясь требованиями к функциональным характеристикам согласно 5.4. Форма и содержание ТТ к СИКГ приведены в приложении А.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.5.2 Состав СИКГ определяют, исходя из применяемого метода измерений и требований методики измерений для выбранного ПР. Требования к СИКГ устанавливают в ТЗ на проектирование СИКГ (рекомендуемая форма ТЗ приведена в приложении Б).

5.5.3 СИКГ, в общем случае, должна содержать:

• ИК;
• СОИ;
• технологическую часть;
• систему промышленной безопасности.

Состав СИКГ определяют на этапе разработки ТТ, с учетом требований к функциям СИКГ. Состав СИКГ может быть конкретизирован на этапе разработки ТЗ.

Структурная схема СИКГ приведена в приложении В.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.5.4 Состав ИК:

• ПР;
• СИ давления;
• СИ температуры;
• плотномер (если плотность газа определяют непосредственно в СИКГ);
• СИ перепада давления (только при использовании сужающих устройств);
• поточный хроматограф;
• анализатор точки росы по воде и углеводородам.

При необходимости проведения контроля метрологических характеристик ПР в состав СИКГ должен входить контрольный ПР.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.5.5 Состав СОИ:

• вычислитель (является общим элементом для ИК и СОИ (см. приложение В));
• компьютер или промышленный сервер;
• шина сбора данных и управления, преобразователи интерфейсов и т.д.;
• принтер тревог и отчетов;
• дисплей;
• автоматизированное рабочее место оператора;
• контроллеры;
• система передачи данных на верхний уровень;
• источник бесперебойного электропитания.

5.5.6 Состав технологической части СИКГ:

• блок ИЛ: измерительная(ые) линия(и) с прямолинейными участками, расположенными непосредственно до и после ПР; запорная арматура; коллекторы; УПП и струевыпрямители; пробоотборное устройство; пробоотборная линия (для хроматографа);
• блок фильтров: фильтры, каплеотбойник, конденсатосборник, дренажные трубопроводы;
• устройство гашения потока, шумопоглотители;
• регулятор давления.

С целью обеспечения требований к измеряемой среде согласно 5.14.8 СИКГ должен располагаться после объектов подготовки и осушки газа.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.5.7 (Исключен. Изм. N 1).

5.5.8 (Исключен. Изм. N 1).

5.5.9 Состав системы промышленной безопасности СИКГ:

• система пожаротушения и пожарной сигнализации;
• система контроля загазованности;
• система электроснабжения и заземления.

5.5.10 Необходимость применения технологического оборудования и устройств определяется конструкцией СИКГ, характеристиками газа и условиями эксплуатации СИ.

5.5.10.1 Допускается использование контрольных линий в качестве резервных.

5.5.10.2 Фильтры, фильтры-сепараторы, каплеотбойники применяют для очистки газа от механических примесей и капельной жидкости.

5.5.10.3 Необходимая степень фильтрации свободного нефтяного газа при наличии механических примесей устанавливается в зависимости от выбранного метода измерений расхода.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.5.10.4 УПП или струевыпрямители применяют для сокращения длин прямолинейных участков ИЛ и устранения влияния искажений потока на метрологические характеристики ПР.

5.5.10.5 Устройства гашения пульсаций потока газа и шумоглушители (шумопоглотители) применяют для снижения уровня акустических пульсаций в газовом потоке и устанавливают между ПР и регулятором давления, работающим в критическом режиме течения газа.     

5.5.10.6 Для СИКГ, на вход которых направляется не прошедший специальную осушку свободный нефтяной газ, необходимо предусмотреть обогрев и термоизоляцию надземных подводящих к СИКГ трубопроводов от сепараторов или других технологических аппаратов до выхода ИЛ, что исключает понижение температуры газа и конденсацию водяных паров и углеводородов.

(Введен дополнительно. Изм. N 1).

5.6 Области применения и выбор преобразователей

5.6.1 5.6.1 Выбор типа ПР для измерений газа выполняют с учетом рекомендуемых областей их применения, приведенных в таблице 4.

Таблица 4

5.6.2 Применение кориолисовых массовых расходомеров для измерений расхода газа на факельных установках недопустимо.

5.6.3 Термоанемометрические расходомеры следует использовать только для измерений осушенного газа, прошедшего через специально предназначенные установки для очистки и осушки газа. Степень сухости газа должна соответствовать требованиям эксплуатационной документации на расходомер и обеспечивать полное отсутствие конденсированной влаги.

При оценке пределов допускаемой погрешности измерений термоанемометрических расходомеров должно быть учтено влияние термодинамических свойств (вязкость, теплопроводность, теплоемкость) газа на результат измерений (во всем диапазоне изменений давления, температуры и компонентного состава газа).

5.6.4 Расходомеры следует применять согласно их руководствам по эксплуатации.

5.6.5 Возможность применения оптических ПР и осредняющих напорных трубок зависит от степени загрязнения газа и должна быть определена по результатам апробирования на конкретном объекте.

5.6.6 Потери давления на ПР не должны приводить к изменению фазового состояния газа (приложение Г).

5.6.7 Максимальная скорость газа в ПР не должна превышать допускаемого значения, установленного в технической документации на ПР, в ТТ и ТЗ на СИКГ.

Значение максимальной скорости определяют в зависимости от типа заданного расхода по формулам:

где

5.6.8 В СИКГ рекомендуется применять ПР, обеспечивающие возможность:

• проведения технического обслуживания ПР без демонтажа самого ПР (в случае отсутствия 100%-ного резервирования ИК);
• диагностики появления отложений на элементах ПР;
• контроля метрологических характеристик ПР в процессе эксплуатации на СИКГ;
• выполнения требований 5.8.1 и 5.8.2.

Подраздел 5.6 (Измененная редакция, Изм. N 1).

5.7
(Исключен. Изм. N 1).    

5.8 Требования к вычислителям

5.8.1 Функцию автоматического определения расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, в вычислителях, входящих в состав только СИКГ IV категории, допустимо реализовывать, используя плотность при стандартных условиях и коэффициент сжимаемости газа в качестве условно-постоянных величин.

(Изменнная редакция, Изм. N 1).

5.8.2 Алгоритмы и программы расчета плотности газа в стандартных и рабочих условиях и коэффициента сжимаемости, применяемые в вычислителе, должны учитывать особенности физико-химических показателей газа и соответствовать существующим в данной области нормативным документам (например, [4]).

5.8.3 Алгоритмы вычислений и программное обеспечение вычислительного компонента должны быть аттестованы в соответствии с ГОСТ Р 8.654, [5]-[7]. При этом основная погрешность вычислительного компонента — не более 0,1%.

5.8.4 Схема питания вычислителей должна обеспечивать резервное электропитание (резервный источник питания), которое при нарушении основного электроснабжения обеспечивает непрерывную работу вычислителя. Время работы на резервном электропитании определяют на стадии разработки ТЗ. Это время должно составлять не менее двух часов.

5.8.5 Подключение и конфигурирование параметров вычислителей выполняют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

5.8.6 Вычислители должны автоматически определять объемный расход и/или объем газа, приведенный к стандартным условиям, формировать и сохранять архивы за установленные отчетные периоды измерений.

5.8.7 В архиве вычислителя должны храниться, не менее чем за 10 суток, среднечасовые значения:

• температуры, абсолютного давления газа;
• перепада давлений (при применении СУ);
• объема газа при рабочих условиях (за исключением СУ);
• объема газа, приведенные к стандартным условиям.

5.8.8 В архиве вычислителя должны храниться, не менее чем за 35 суток, среднесуточные значения:

• температуры, абсолютного давления газа;
• перепада давлений (при применении СУ);
• объема газа при рабочих условиях (за исключением СУ);
• объема газа, приведенные к стандартным условиям,

а также свойства газа за отчетный период (состав и плотность газа при стандартных условиях с учетом 5.8.1 и 5.8.2).

5.8.9 Вычислители должны обеспечивать регистрацию нештатных ситуаций и их хранение в соответствующих архивах.

К нештатным ситуациям относят события, при которых:

• показания измеряемых параметров вышли за пределы установленных диапазонов;
• отсутствует или является недостаточным электрическое питание вычислителя и СИ;
• внесены изменения в значения условно-постоянных параметров;
• результаты вычислений выходят за допускаемые пределы диапазона изменения, принятые в алгоритмах вычислений.

5.8.10 По каждой отдельной ИЛ интервал времени между двумя отдельными последовательными измерениями параметров (включая вычисления): не более 5 с.

5.8.11 Вычислители должны обеспечивать возможность периодического введения и регистрации значений условно-постоянных величин (плотности газа при стандартных условиях, компонентного состава газа, атмосферного давления, договорных значений контролируемых параметров на случай отказа СИ и прочее).

5.8.12 Вычислители должны обеспечивать ввод значений текущего времени в автоматическом режиме в целях коррекции и синхронизации времени в устройствах СОИ.

5.8.13 В режиме проведения профилактических работ вычислители должны обеспечивать возможность замены измеренных значений параметров константами. Каждая константа должна иметь не менее пяти значащих цифр.

5.8.14 На дисплее вычислителя должно отображаться:

• абсолютное (избыточное) давление газа;
• перепад давления (при применении СУ);
• температура газа;
• расход газа при рабочих условиях и/или приведенный к стандартным условиям;
• объем газа, приведенный к стандартным условиям, накопленный нарастающим итогом,

а также, при необходимости, на дисплее могут быть отображены промежуточные значения вычислений и данные архива.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.8.15 Вычислитель должен обеспечивать возможность считывания с него через устройство приема/передачи информации (переносного устройства сбора информации, компьютера и т.п.) архивной информации, протоколов нештатных ситуаций, вмешательств в работу вычислителя и конфигурирования вычислителя, диапазонов измерений, информации о применяемых СИ и преобразователях, геометрических характеристик трубопроводов и т.п.

5.8.16 Вычислители должны быть защищены от несанкционированного доступа к результатам измерений объема газа, его расхода и к архивам.

5.9 Требования к структуре и функциям систем сбора и обработки информации

5.9.1 СОИ предназначена для реализации ряда обязательных функций СИКГ I и II категорий классов А и Б в соответствии с требованиями 5.8 и должна осуществлять:

• измерения показателей качества газа при автоматическом отборе и испытаниях пробы газа;
• автоматическое отображение и регистрацию измерительной и технологической информации;
• автоматический сбор и обработку сигналов, поступающих от всех измерительных преобразователей;
• автоматический контроль значений измеряемых величин, включение предупредительной сигнализации при их выходе за допускаемые пределы;
• автоматический контроль и учет состояния технологического оборудования, исполнительных устройств;
• автоматическую регистрацию отклонений от заданных режимов работы, распознавание аварийных ситуаций и обеспечение срабатывания аварийной защиты;
• выработку установок для работы регуляторов, управление исполнительными механизмами в автоматическом режиме;
• автоматический контроль достоверности информации, правильности выполнения вычислений и команд управления;
• автоматическое обнаружение отказов технических и программных средств, нарушений измерительных каналов;
• применение паролей для исключения несанкционированного вмешательства и ошибочных действий персонала;
• отображение информации на экране компьютера и устройстве отображения и управления (оперативной панели);
• формирование базы данных;
• ведение журнала аварийных и технологических сообщений;
• формирование и печать отчетных документов, протоколов нештатных и аварийных ситуаций;
• передачу информации на более высокий уровень по согласованным протоколам обмена.

5.9.2 Для остальных СИКГ объем требований может быть сокращен в зависимости от применяемого оборудования.

5.9.3 СОИ должна иметь модульную структуру.

5.9.4 СОИ следует создавать на базе серийно выпускаемых технических средств, допускающих их замену на аналогичные без каких-либо конструктивных изменений или регулировки.

5.10 Требования к средствам измерений физико-химических показателей газа

5.10.1 СИ физико-химических показателей предназначены для определения показателей качества газа в составе СИКГ.

5.10.2. Хроматограф должен:

• обеспечивать определение содержания в газе кислорода, азота, диоксида углерода, метана, этана, пропана, изобутана, н-бутана, изопентана, н-пентана и гексанов (или суммы ) с молярными долями в газе более 0,0005%;
• определять в потоке концентрации сероводорода в зависимости от требований принимающей стороны для СИКГ I категории класса А;
• иметь предел детектирования по пропану не более 0,02% объемной доли;
• иметь предел допускаемого значения среднеквадратического отклонения определения мольной или объемной доли метана — не более 0,1%.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.10.3 Для реализации функций измерений физико-химических показателей в автоматическом режиме для СИКГ I и II категорий класса А следует использовать поточные СИ: хроматографы и анализаторы влажности, анализаторы точки росы по воде и углеводородам или гигрометры.

5.10.4 Поточный хроматограф должен обеспечивать определение и передачу значений следующих параметров газа:

• концентрации компонентов;
• плотности при стандартных условиях;
• высшей и низшей удельной теплоты сгорания;
• относительной плотности;
• числа Воббе (высшее).

5.10.5 Отбор проб газа — по ГОСТ 31370.

5.10.6 Отбор проб газа для периодических испытаний осуществляют в баллоны методом точечного отбора проб или с использованием оборудованных линий подачи газа и систем подготовки пробы непосредственно из газопровода к месту установки лабораторного хроматографа.

5.10.7 Отбор проб газа для поточных хроматографов осуществляют с помощью специально оборудованного узла отбора газа и линий подачи газа непосредственно из газопровода к месту установки хроматографа.

5.10.8 Для определения температуры точки росы по воде и углеводородам применяют переносные или стационарные анализаторы влажности, анализаторы точки росы по воде и углеводородам или гигрометры.

5.10.9 Пробоотборник СИ точки росы по воде и углеводородам или его первичный измерительный преобразователь в случае применения коллекторных схем ИЛ рекомендуется устанавливать на входном или выходном коллекторе.

5.10.10 Пробоотборник СИ температуры точки росы по воде и углеводородам или его первичный измерительный преобразователь для однониточного исполнения СИКГ устанавливают после ПР.

5.10.11 Пробоотборник СИ температуры точки росы по воде и углеводородам или его первичный измерительный преобразователь в случае применения коллекторных схем ИЛ устанавливают на входном или выходном коллекторе.

5.10.12 Диапазоны измерений СИ температуры точки росы по воде и углеводородам должны соответствовать диапазонам изменений измеряемой величины.

5.10.13 Пределы основной абсолютной погрешности измерений температуры точки росы по воде и углеводородам — не более ±1 °С.

5.10.14 Система подготовки проб газа должна содержать фильтр, обеспечивающий очистку пробы от механических частиц, капельной жидкости и паров воды перед ее подачей в дозирующее устройство хроматографа.

5.10.15 Линии отбора проб газа должны иметь термоизоляцию и обогрев.

5.11 Требования к средствам измерений давления и температуры

5.11.1 СИ давления и температуры необходимо размещать на прямолинейных участках, длины которых регламентированы эксплуатационной документацией и/или методиками измерений.

5.11.2 В качестве СИ давления рекомендуется использовать датчики абсолютного давления.

5.11.3 Для измерений абсолютного давления с использованием датчиков избыточного давления в случае размещения ИЛ СИКГ в закрытом помещении с кондиционированием атмосферное давление следует измерять в месте расположения датчика избыточного давления.

5.11.4 Преобразователь температуры или его защитную гильзу (при ее наличии) погружают в трубопровод на глубину от 0,3

5.11.5 ИЛ должна быть оборудована показывающими СИ для местного отображения давления и температуры, для проведения, в случае необходимости, контроля показаний датчиков давления и температуры.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.12 Требования к технологическому оборудованию

5.12.1 Технологическое оборудование выбирают с учетом максимальной и минимальной проектной производительности СИКГ.

5.12.2 Монтаж обслуживаемого оборудования и приборов должен обеспечивать возможность свободного доступа к ним.

5.12.3 Монтаж, применение и демонтаж СИ проводят в соответствии с технической и эксплуатационной документацией на СИ.

5.12.4 Монтаж и применение стандартного сужающего устройства выполняют в соответствии с ГОСТ 8.586.1 — ГОСТ 8.586.5. Монтаж специального сужающего устройства необходимо выполнять в соответствии с [1].   

(Измененная редакция, Изм. N 1).   

5.12.5 Технические характеристики, качество материалов и готовых изделий должны быть подтверждены соответствующей документацией предоставленной предприятием-изготовителем.

5.12.6 Технологическое оборудование СИКГ должно быть рассчитано на рабочее давление подводящего газопровода.

5.12.7 Для случаев, когда:

• СИКГ установлена после узла редуцирования,
• используют регулятор давления газа с отсекателем (клапан-отсекатель и регулятор),
• установлен дополнительный предохранительный клапан перед выходным краном в каждой линии редуцирования,
• допускается подбирать оборудование на ИЛ по рабочему выходному давлению.

5.12.8 ПР и СИ параметров потока и среды рекомендуется размещать под навесом (при необходимости, размещать ПР в шкафу с обогревом) или в помещении, в зависимости от климатических условий.

5.12.9 Для обеспечения условий измерений перед ИЛ СИКГ должны устанавливаться фильтры, конденсатосборник, сепаратор либо установка подготовки газа.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.12.10 Для СИКГ должен быть обеспечен дренаж жидких примесей в подземную (надземную) емкость.

Емкость сбора конденсата должна быть выполнена с учетом требований [8], ГОСТ 12.2.003 и ГОСТ 12.3.003.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.12.11 Конструкция ИЛ должна обеспечивать:

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.12.12 При измерениях расхода газа, содержащих повышенное количество сероводорода, кислорода и водяных паров, вызывающих коррозию внутренней поверхности газопроводов, ИЛ рекомендуется выполнять разборными.

5.12.13 Для уменьшения длин прямолинейных участков не подверженных засорению ИЛ на СИКГ классов А и Б допускается установка струевыпрямителей или УПП.

5.12.14 Конструкция струевыпрямителей или УПП должна обеспечивать возможность их периодических осмотров, ревизий и обследований и предусматривать возможность измерений возникающей на них потери давления в процессе эксплуатации ИЛ.

При этом струевыпрямители или УПП допускается использовать в случае, если допускаемые потери давления на ПР, рассчитываемые по формуле (Г.4) или (Г.5), соответствуют требованиям приложения Г.

5.12.15 В случае применения кранов с автоматическим приводом они должны быть дублированы ручным приводом.

5.12.16 Для минимизации искажений профиля потока газа, вносимых запорной арматурой, на ИЛ должны быть установлены полнопроходные шаровые краны (при реконструкции необходимость этой функции определяется в ТЗ).

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.12.17 Конструкция запорной аппаратуры должна обеспечивать герметичность, соответствующую классу I по ГОСТ 9544.

5.12.18 Присоединение кранов может быть обеспечено сваркой или фланцевыми соединениями. Фланцевые краны следует поставлять с ответными фланцами.

5.12.19 Краны должны иметь антикоррозийную изоляцию. Тип изоляции определяют в зависимости от места установки (подземная или надземная).

5.12.20 Запорная арматура по максимальному рабочему давлению, по максимальным и минимальным рабочим температурам должна соответствовать требованиям, установленным в технических документах на оборудование, ТТ и ТЗ на СИКГ.

5.12.21 Для безопасного обслуживания ИЛ СИКГ при проведении ремонтных работ и в случае аварийной ситуации необходимо обеспечить возможность их подключения к линии сброса газа.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.13 Квалификация операторов и требования безопасности

5.13.1 К выполнению измерений и обработке их результатов допускают лиц, достигших 18 лет, имеющих квалификацию оператора не ниже четвертого разряда, прошедших курсы обучения и инструктаж по технике безопасности в соответствии с ГОСТ 12.0.004, сдавших экзамен по технике безопасности и изучивших эксплуатационную документацию применяемых СИ и вспомогательных устройств, а также методики их измерений.

Лица, привлекаемые к выполнению измерений, должны:

5.13.2 СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны быть изготовлены во взрывозащищенном исполнении, соответствующем классу взрывоопасной зоны по ГОСТ Р 51330.9, соответствовать требованиям ГОСТ Р 51330.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.14 Требования к условиям измерений

5.14.1 В методике измерений объема газа должны быть приведены номинальные значения величин и/или диапазоны значений, влияющих на погрешность измерений.

5.14.2 Условия эксплуатации СИ должны соответствовать требованиям, установленным изготовителем этих СИ, к параметрам:

• состояния и потока газа (расходу, скорости, давлению, температуре, влажности и пр.);
• параметрам окружающей среды (атмосферному давлению, температуре, влажности и пр.).

5.14.3 Напряженность постоянных и переменных магнитных полей, а также уровень индустриальных радиопомех не более пределов, установленных изготовителем для применяемых СИ.

5.14.4 Характеристики электроснабжения СИ должны соответствовать требованиям технической и эксплуатационной документации.

5.14.5 Вибрации СИ должна соответствовать требованиям эксплуатационной документации СИ.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.14.6 Диапазоны измерений применяемых СИ должны соответствовать диапазонам изменений контролируемых параметров. Максимальные и минимальные значения измеряемых параметров потока и газа должны находиться в диапазонах измерений СИ.

5.14.7 В методике измерений приводят перечень условно-постоянных параметров, диапазоны их изменения, периодичность контроля и погрешности определения.

5.14.8 Свободный нефтяной газ должен находиться в однофазном газообразном состоянии и быть однородным по физическим свойствам.

5.14.9 Однофазность газа обеспечивается проведением технологических операций по подготовке и осушке газа, выполнением условий, приведенных в приложении Г, а также оснащением СИКГ согласно требованиям 5.5.10.6 и 5.12.9.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.14.10 Допускаемые пульсации потока, режим течения, значения скоростей потока и чисел Рейнольдса, а также значения давления и температуры среды должны соответствовать требованиям, изложенным в технической и эксплуатационной документации на используемые СИ.

5.15 Требования к обработке результатов измерений

5.15.1 Объем газа при стандартных условиях определяют косвенным методом.

5.15.2 Обработка результатов измерений при использовании метода переменного перепада давления проводится по ГОСТ 8.586.5, [11] и [12] в зависимости от типа сужающего устройства или осредняющей напорной трубки.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.15.3 При аналоговом интегрировании функций расхода по времени объем газа рассчитывают по формулам, приведенным в 5.15.3.1-5.15.3.2.

5.15.3.1 Объем газа при рабочих условиях, измеренный с помощью преобразователей объемного расхода, приводят к стандартным условиям по формулам:

а) при прямых измерениях плотности газа в рабочих и стандартных условиях:

где

б) при косвенном методе определения плотности газа в рабочих условиях:

Массу газа пересчитывают в объем при стандартных условиях по формуле

где
5.15.3.2 При дискретном интегрировании функций расхода по времени с интервалами дискретизации

а) объем газа в стандартных условиях в случае применения СИ расхода или объема газа в рабочих условиях:

где

б) объем газа при стандартных условиях в случае применения СИ массового расхода или массы:

где

Форма технических требований к системе измерений количества и параметров свободного нефтяного газа

__________________     * Измененная редакция, Изм. N 1.

А.1 Общие требования

А.2 Район строительства и климатические условия

А.2.1 Характеристика объекта строительства

А.2.2 Расчетная температура

А.2.3 Специфические климатические условия

А.3 Физико-химические свойства измеряемой среды

В процентах молярной доли

А.4. Требования к основным параметрам и функциональным характеристикам СИКГ

А.4.1 Технологические параметры газопровода

А.4.2 Классификация СИКГ

А.4.3 Требования к погрешности СИКГ

А.4.4 Требования к функциям СИКГ

А.5 Требования к ИЛ СИКГ

А.5.1 Основные требования к ИЛ

А.5.2 Технологические параметры ИЛ

(Измененная редакция, Изм. N 1).     

А.6 Требования к ПР

А.7 Требования к системе обработки информации

А.7.1 Общие требования

А.7.2 Требования к вычислителю

А.7.3 Требования к СОИ

А.7.4 Требования к измерителям физико-химических показателей

А.7.4.1 Требования к хроматографу

А.7.4.1.1 Общие требования к хроматографу

А.7.4.1.2 Требования к параметрам хроматографа

А.7.4.1.3 Специализированные требования к поточным хроматографам

А.7.4.2 Требования к измерителям температуры точки росы газа по воде и углеводородам

А.7.4.2.1 Общие требования к измерителям температуры точки росы газа по воде и углеводородам

(Измененная редакция, Изм. N 1).

А.7.4.2.2 Требования к параметрам измерителей температуры точки росы газа по воде и углеводородам

(Измененная редакция, Изм. N 1).

А.7.4.1.3 Требования к системе подготовки проб

А.8. Требования к вспомогательному оборудованию и устройствам

А.9. Требования к метрологическому обеспечению

(Измененная редакция, Изм. N 1).

А.10 Требования к системам промышленной безопасности

А.10.1 Требования к электроснабжению и заземлению

А.10.2 Системы пожаротушения и пожарной сигнализации

А.10.3 Контроль загазованности

Примечание — Список требований к вспомогательному оборудованию может быть расширен в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

Приложение Б(рекомендуемое)*