Файл: Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации.pdf

ГОСТ 34182—2017
- СИ и вспомогательное оборудование для определения массы нефти (нефтепродуктов), уровня и отбора проб нефти (нефтепродуктов) в мерах вместимости и мерах полной вместимости (железно­
дорожные и автомобильные весы, комплексы слива/налива нефти (нефтепродуктов), преобразователи плотности, давления и температуры, измерительные рулетки с лотом, электронные рулетки и плотно­
меры. метрштоки, ареометры, термометры, ручные пробоотборники и др.);
- анализаторы качества нефти (нефтепродуктов) (поточные и лабораторные).
12.2 Метрологические характеристики СИ и устройств, обеспечивающих определение количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов, должны обеспечивать измерение и определение ко­
личества нефти и нефтепродуктов с погрешностью в соответствии с ГОСТ 26976.
12.3 Средствами получения измерительной информации о количестве и показателях качества нефти (товарной нефти) и нефтепродуктов при осуществлении учетных операций с нефтью должны быть автоматизированные СИ.
12.4 Измерения количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов) в мерах вместимо­
сти и полной вместимости допускается выполнять без применения автоматизированных или автомати­
ческих СИ.
12.5 СИ, применяемые в качестве резервной схемы учета, должны реализовывать метод динами­
ческих измерений массы нефти (нефтепродуктов) или метод статических измерений массы.
12.6 Вновь вводимые СИКН. основанные на косвенных динамических измерениях массы и на прямом методе динамических измерений, подвергаются испытаниям в целях утверждения типа СИ в соответствии с требованиями соответствующих НД государств, входящих в Содружество Независимых
Государств, и должны иметь свидетельства установленного образца в соответствии с требованиями соответствующих НД государств, входящих в Содружество Независимых Государств. Составные части таких систем могут быть в добровольном порядке представлены для испытаний в целях утверждения типа.
12.7 Технологическая обвязка и запорная арматура трубопроводов, резервуаров и СИКН. протеч­
ки в узлах затворов которых могут оказать влияние на достоверность учетных операций, должны быть обеспечены устройством контроля герметичности.
13 Метрологическое обеспечение производственной деятельности
13.1 Общие требования к измерениям, единицам величин, эталонам единиц величин, стандарт­
ным образцам, СИ. методикам (методам) измерений, применяемым в трубопроводном транспорте неф­
ти (нефтепродуктов), должны соответствовать действующим законам государств, входящих в Содруже­
ство Независимых Государств.
13.2 Измерения, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, следует выполнять по аттестованным в соответствии с требованиями ГОСТ 8.010 методи­
кам (методам) измерений. Результаты аттестации методик (методов) измерений должны удостоверять­
ся свидетельствами об аттестации. Методики (методы) измерений, предназначенные для выполнения прямых измерений и внесенные в эксплуатационную документацию на СИ, аттестации не подлежат.
13.3 Стандартные образцы и СИ. применяемые при эксплуатации, техническом обслуживании и выполнении работ по диагностированию на объектах МТ. должны пройти испытания в целях утвержде­
ния типа в соответствии с требованиями соответствующих НД государств, входящих в Содружество Не­
зависимых Государств, и иметь свидетельства установленного образца в соответствии с требованиями соответствующих НД государств, входящих в Содружество Независимых Государств.
13.4 При выполнении работ по эксплуатации и техническому обслуживанию МТ следует приме­
нять СИ, прошедшие поверку или калибровку в установленном порядке.
13.5 Метрологическое обеспечение измерительных систем должно соответствовать требованиям соответствующих НД государств, входящих в Содружество Независимых Государств.
13.6 Испытательное оборудование должно быть аттестовано в соответствии с требованиями со­
ответствующих НД государств, входящих в Содружество Независимых Государств, и результаты атте­
стации должны удостоверяться аттестатом установленного образца.
28

ГОСТ 34182—2017 14 Автоматизированная система управления технологическим процессом транспорта нефти (нефтепродуктов) по магистральным трубопроводам
14.1 Общие положения
14.1.1 К техническим средствам автоматизированного управления МТ относятся системы автома­
тизации и телемеханизации технологического оборудования ПС и ЛЧ МТ.
14.1.2 Технические средства автоматизированного управления МТ должны соответствовать тре­
бованиям проектной документации и действующих на момент ввода в эксплуатацию НД.
14.1.3 Вводимые в эксплуатацию средства автоматизации и телемеханизации должны иметь дей­
ствующую разрешительную документацию, полученную в установленном порядке.
14.1.4 Система автоматизации объекта МТ должна содержаться в состоянии, обеспечивающем автоматическую защиту и блокировку, контроль и управление технологическим оборудованием, вспо­
могательными системами, пожаротушением.
14.1.5 Срабатывание предупредительных сигналов и аварийных защит должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией в операторной и местном диспетчерском пункте.
14.1.6 Уставки предупредительной сигнализации, защит и блокировок следует регистрировать в соответствующих картах. Корректировку уставок проводят при изменении НД ЭО. замене или модерни­
зации технологического оборудования.
14.1.7 При нарушениях в работе системы телемеханизации оперативный персонал местного дис­
петчерского пункта должен:
- передавать диспетчеру районного (территориального) диспетчерского пункта информацию обо всех изменениях в технологическом процессе транспортировки нефти (нефтепродуктов) средствами оперативно-производственной связи в порядке, определенном НД ЭО;
- по согласованию с управляющим диспетчером районного (территориального) диспетчерского пункта, перевести объект МТ в местное управление;
- поставить в известность службу, осуществляющую ремонт.
14.2 Эксплуатация технических средств автоматизированного управления м агистральны ми трубопроводами
14.2.1 Для обеспечения работоспособности средств автоматизации и телемеханизации на всех уровнях управления ЭО создаются подразделения, организационная структура и состав которых долж­
ны определяться в НД ЭО.
14.2.2 Для обеспечения работоспособности средств автоматизации и телемеханизации в ЭО ра­
ботники подразделений должны обеспечивать:
- планирование и проведение работ по техническому обслуживанию и ремонту средств автомати­
зации. телемеханизации и контрольно-измерительных приборов;
- ведение технической документации;
- расследование причин отказов, систем автоматизации и телемеханизации;
- поддержание на необходимом уровне аварийного запаса, неснижаемого технологического ре­
зерва и обменного фонда средств автоматизации, телемеханизации и контрольно-измерительных при­
боров.
14.2.3 При эксплуатации средств автоматизации и СИ во взрывозащищенном исполнении следу­
ет выполнять требования, предусмотренные действующим законодательством государств, входящих в
Содружество Независимых Государств, и инструкциями изготовителей по их эксплуатации.
14.3 Техническое обслуживание технических средств автоматизированного управления м агистральны ми трубопроводами
14.3.1 Работоспособное состояние оборудования систем автоматизации и телемеханизации объ­
ектов МТ обеспечивается проведением технического обслуживания оборудования.
14.3.2 Для восстановления работоспособности оборудования систем автоматизации и телемеха­
низации после аварий на объектах МТ и для выполнения внеплановых ромонтов, не предусмотренных в графике технического обслуживания и ремонта, следует создавать аварийный запас и неснижаемый технологический резерв оборудования систем автоматизации и телемеханизации. Для оперативного пополнения неснижаемого технологического резерва следует создавать обменный фонд оборудования систем автоматизации и телемеханизации.
29

ГОСТ 34182—2017 14.3.3 Для проведения технического обслуживания оборудования систем автоматизации и теле­
механизации должно быть организовано своевременное обеспечение эксплуатирующих подразделе­
ний комплектом запасных частей, инструментов, принадлежностей и материалов.
14.3.4 Техническое обслуживание средств автоматизации, телемеханизации включает перио­
дический контроль исправности средств и устранение выявленных неисправностей, регулярные тех­
нические осмотры и проверки работоспособности технических средств. Техническое обслуживание и документальное оформление выполненных работ следует выполнять в соответствии с графиком, экс­
плуатационной и проектной документацией.
14.3.5 Во взрывоопасных зонах запрещается эксплуатация аппаратуры, не имеющей маркировки по взрывозащите.
14.3.6 Ведение технической документации по эксплуатации средств автоматизации и телемехани­
зации следует проводить по единым образцам, предусмотренным в НД ЭО.
15 Оперативно-производственная и технологическая связь
15.1 Оперативно-производственная и технологическая сети связи МТ состоят из линейных и стан­
ционных сооружений.
15.2 К линейным сооружениям относятся магистральные, зоновые и местные волоконно-оптиче­
ские. кабельные, радиорелейные линии связи, необслуживаемые усилительные пункты.
15.3 К станционным сооружениям относятся узлы связи, радиорелейные станции с антенно-мач­
товыми сооружениями и антенно-фидерными устройствами, наземные станции спутниковой связи.
15.4 Техническую эксплуатацию оперативно-производственных и технологических сетей связи МТ должны осуществлять специализированные предприятия или собственные подразделения.
15.5 Оперативно-производственный и технологический виды связи — в соответствии с приложе­
нием Б.
15.6 Объем и качество оперативно-производственной и технологической связи, предоставляемой по договорам операторами связи, определяет ЭО.
15.7 Технологические виды связи должны действовать круглосуточно.
15.8 Все работы по обслуживанию и ремонту средств связи, сопровождающиеся их временным отключением, следует согласовывать с потребителями услуг связи.
15.9 Персонал, находящийся на трассе МТ. обеспечивается двухсторонней подвижной связью.
15.10 Организацию связи на период ликвидации аварий, инцидентов и их последствий на объ­
ектах МТ осуществляют в соответствии с инструкциями по организации связи на период ликвидации аварий, инцидентов и их последствий на объектах МТ.
15.11 Организацию связи при проведении ремонтных и строительных работ на объектах МТ сле­
дует осуществлять в соответствии с положениями о совместных действиях по организации связи при производстве работ на объектах ЭО. Подразделения организации, обеспечивающей связь на объектах
МТ. должны принимать участие в подготовке ПЛВА на МТ и организации связи при их ликвидации.
16 Организация и обеспечение перекачки нефти (нефтепродуктов) по магистральным трубопроводам
16.1 Требования к технологическим режимам работы м агистральны х трубопроводов
16.1.1 С целью оптимальной загруженности МТ транспортировку нефти (нефтепродуктов) выпол­
няют согласно плану-графику. Параметры работы МТ должны быть приведены в картах технологиче­
ских режимов работы ТУ. а порядок пуска, перевода с режима на режим, остановки МТ — в соответству­
ющих инструкциях, разрабатываемых ЭО.
16.1.2 Технологический режим работы ТУ МТ должен обеспечивать транспортировку нефти (не­
фтепродукта) с требуемой производительностью, с наименьшими эксплуатационными затратами, с со­
блюдением разрешенных рабочих давлений по участкам МТ.
16.1.3 Технологический режим работы ТУ МТ характеризуется значениями следующих основных параметров:
- производительность перекачки;
- объем подкачки (отбора);
30

ГОСТ 34182—2017
- количество, тип и номер работающих подпорных и магистральных насосных агрегатов на каж­
дой ПС;
- рабочее давление на приеме и на выходе каждой ПС, а при применении регулятора давления дополнительно задается значение рабочего давления в коллекторе магистральных насосных агрегатов
ПС;
- энергопотребление ПС;
- вязкость и плотность закачиваемой в МТ нефти (нефтепродукта);
- объем ввода противотурбулентной присадки (при ее использовании);
- объем ввода депрессорной присадки (при ее использовании).
16.1.4 Разрешенное давление по участкам МТ устанавливается с учетом раскладки труб и их фактического состояния. Рабочее давление на участке МТ на всех режимах работы МТ должно быть не выше максимально разрешенного давления.
16.1.5 Мощность, потребляемая насосным агрегатом, не должна превышать установленную мощ­
ность электродвигателя данного насосного агрегата.
16.1.6 Режимы работы МТ следует рассчитывать в интервале от минимальной производительно­
сти МТ до максимальной. При отсутствии на ПС магистральных насосных агрегатов с частотно-регули­
руемыми приводами режимы работы МТ следует рассчитывать с шагом, равным включению минималь­
ного числа насосных агрегатов для перехода с одного установившегося режима на следующий.
16.1.7 Режимы работы МТ могут различаться:
- комбинациями включения-отключения лупингов. перемычек, параллельных лулингам участков основной нитки МТ;
- комбинациями включения насосных агрегатов (параллельное или последовательное), в том числе с разными рабочими колесами;
- значениями параметров плотности и вязкости перекачиваемой нефти (нефтепродуктов):
- производительностями подкачки либо отбора нефти (нефтепродукта) по трассе МТ либо на ПС.
16.1.8 Оптимальные режимы работы МТ с производительностью ниже проектной должны обе­
спечиваться:
- использованием сменных роторов магистральных насосов;
- уменьшением числа работающих ПС;
- заменой действующих насосов на типоразмеры меньшей производительности;
- установкой приводов, регулирующих частоту вращения роторов магистральных насосов.
16.1.9 Рассчитываемые технологические режимы работы ТУ МТ должны соответствовать крите­
рию минимальных удельных (на единицу грузооборота) затрат на электроэнергию.
16.2 Ведение технологических процессов
16.2.1 Технологический процесс транспортировки нефти (нефтепродуктов) может осуществляться по следующим схемам:
- «через резервуары» — нефть (нефтепродукты) принимаются в одну группу резервуаров, от­
качка нефти (нефтепродуктов) ведется из другой группы резервуаров — применяется для перехвата воздушных «пробок» после производства плановых и аварийно-восстановительных работ, накопления нефти (нефтепродуктов), ведения учетных операций нефти (нефтепродуктов);
- «из насоса в насос» — необходимое давление для безкавитационной работы на входе насосов промежуточных ПС обеспечивается за счет остаточного давления, развиваемого предыдущей ПС;
- «с подключенными резервуарами» — прием и откачка нефти (нефтепродуктов) производится через один и тот же резервуар или группу резервуаров — применяется для компенсации неравномер­
ности производительности на смежных участках МТ.
16.2.2 При изменении направления транспортировки нефти (нефтепродуктов) без остановки транспортировки закрытие запорной арматуры в текущем направлении транспортировки следует про­
водить только после открытия запорной арматуры в новом направлении транспортировки.
16.2.3 При пусках, остановках и переключениях насосных агрегатов значения давлений на вы­
ходе из ПС не должны превышать значений, разрешенных технологическими картами уставок защит и сигнализации.
16.2.4 В целях уменьшения накопления усталостных напряжений в металле труб и оборудования, повышения их долговечности необходимо обеспечить наиболее длительную работу МТ в заданном технологическом режиме.
31

ГОСТ 34182—2017 16.2.5 При нештатном (незапланированном) изменении технологических параметров работы МТ
(производительности, давления), отказах или повреждениях технологического оборудования должны быть приняты меры в соответствии с действующими НД ЭО.
16.2.6 Учет количества нефти (нефтепродуктов) осуществляется в тоннах.
16.2.7 На нефть (нефтепродукты), принимаемые к транспортировке, следует оформлять докумен­
ты. подтверждающие их количество и качество.
16.2.8 Все переключения на ЛЧ МТ, технологических трубопроводах, в РП. пуски и остановки ос­
новного оборудования, изменения режимов работы ПС должны регистрировать автоматизированные системы управления МТ. Оперативный персонал ПС. наливных станций, специализированных морских портов. ПСП и персонал диспетчерских подразделений регистрирует выполняемые технологические операции в оперативном (вахтовом) журнале.
16.2.9 МТ. резервуары, основное перекачивающее оборудование следует выводить из работы или резерва только по согласованию с диспетчерской службой ЭО.
16.2.10 Запрещается использовать запорную арматуру, установленную на ЛЧ МТ и технологиче­
ских трубопроводах ПС (терминалов). ПСП. железнодорожных и автомобильных эстакад. РП. морских терминалов, в качестве регулирующей, кроме проведения заполнения участков трубопроводов после производства ремонтных работ, связанных с разгерметизацией трубопровода.
16.3
Организация перокачки нефти (нефтепродуктов) в о собы х условиях
16.3.1 Последовательная порекачка, способы контроля и сопровождения различны х сор­
тов нефти (нефтепродуктов)
16.3.1.1 Перекачку нескольких сортов нефти (нефтепродуктов) по одному МТ следует осущест­
влять последовательно с соблюдением требований по сохранению их качества.
16.3.1.2 При организации последовательной перекачки нефти (нефтепродуктов) должен быть вы­
полнен комплекс организационно-технических мероприятий, обеспечивающих ее проведение в соот­
ветствии со специально разработанной документацией.
16.3.1.3 Основные параметры последовательной перекачки [последовательность подачи различ­
ных нефтей (нефтепродуктов) в МТ. метод контактирования, величина партий нефтей (нефтепродук­
тов). условия разделения партий нефтей (нефтепродуктов) на конечном пункте, методы реализации смеси нефтей (нефтепродуктов)] следует определять технологическим расчетом и указывать в соот­
ветствующей документации.
16.3.1.4 При плановых и вынужденных остановках последовательной перекачки нефтей (нефте­
продуктов) граница контакта разных партий нефтей (нефтепродуктов), по возможности, должна распо­
лагаться на участках МТ с негоризонтальным профилем так. чтобы перекачиваемый продукт с меньшей плотностью располагался бы по профилю выше перекачиваемого продукта с более высокой плотно­
стью.
16.3.1.5 При организации последовательной перекачки должны быть предусмотрены:
- контроль прохождения границы контакта различных партий нефтей (нефтепродуктов);
- контроль количества и качества нефти (нефтепродуктов) на конечном пункте трассы, а также, при необходимости, на промежуточных точках.
16.3.1.6 При сдаче разного сорта нефти (нефтепродуктов) в «зоне контакта» должно отвечать установленным требованиям по качеству.
16.3.1.7 При организации последовательной перекачки разносортных нефтей (нефтепродуктов) в целях уменьшения смесеобразования следует:
- выбирать скорость перекачки максимально возможной;
- отключить лупинги. резервные нитки;
- исключить наличие самотечных участков;
- проводить перекачку нефти (нефтепродуктов) на режиме «из насоса в насос».
16.3.2
Особенности и технологические режимы перекачки нефтей с аномальными с в о й ­
ствами (вы соковязких, вы сокозасты ваю щ их, вы сокосернисты х, с наличием сероводорода) и темных нефтепродуктов
16.3.2.1
Перекачку нефтей с аномальными свойствами и темных нефтепродуктов по МТ следует осуществлять одним из следующих способов:
- с подогревом,
- с обработкой соответствующими депрессорными присадками;
- с применением других методов, позволяющих избежать застывания перекачиваемого продукта.
32