Федеральное государственное унитарное предприятие
Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии
Государственный научный метрологический центр
(ФГУП ВНИИР - ГНМЦ)
Госстандарта России

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель директора

ФГУП ВНИИР - ГНМЦ

по научной работе

М.С. Немиров

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

ВМЕСТИМОСТЬ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

Методика выполнения измерений геометрическим методом

МИ 2801-2003

Предисловие

1 РАЗРАБОТАНА Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии Государственным научным метрологическим центром (ФГУП ВНИИР - ГНМЦ) Госстандарта России

Исполнители: Б.Г. Хусаинов, канд. тех. наук (руководитель темы); А.К. Шарипов, вед. инженер (исполнитель)

2 УТВЕРЖДЕНА ФГУП ВНИИР - ГНМЦ Госстандарта России 06 июня 2003 г.

3 ЗАРЕГИСТРИРОВАНА ФГУП ВНИИМС - ГНМЦ Госстандарта России 17 июня 2003 г.

4 ВВЕДЕНА ВЗАМЕН РД 112 РСФСР 036-91 в части определения вместимости магистральных нефтепродуктопроводов

ВНЕСЕНО Изменение № 1, утвержденное зам. директора М.С. Немировым 20.01.2007

1 Область применения

Настоящая рекомендация распространяется на вместимость магистральных нефтепродуктопроводов (далее - МНПП) для нефтепродуктов, эксплуатируемых под давлением до 10 МПа (100 кгс/см²), и устанавливает методику выполнения ее измерений, предназначенную для применения вне сферы распространения государственного метрологического контроля и надзора.

Вместимость МНПП используют для определения объема нефтепродуктов, находящихся в них, при проведении инвентаризации и оперативного контроля количества перекачиваемых нефтепродуктов.

2 Определения

В настоящей рекомендации применяют следующие термины с соответствующими определениями:

2.1 магистральный нефтепродуктопровод (МНПП): Совокупность прямолинейных труб, соединенных между собой резервуарным парком, насосными станциями, системой измерений количества продукта, трубопроводной арматурой, соединительными деталями трубопроводов (фитингами) с комплексом подземных, наземных, надземных и подводных сооружений, предназначенная для транспортирования подготовленных в соответствии с требованиями государственных стандартов и технических условий нефтепродуктов от пунктов приемки до пунктов сдачи, технологического хранения или перевалки (передачи) на другой вид транспорта.

К трубопроводной арматуре относят: задвижки, вентили, краны, клапаны (предохранительные, дроссельные), компенсаторы и др.

К соединительным частям трубопроводов (фитингам) относят: отводы (под углами 30°, 45°, 60°, 90°), концентрические и эксцентрические переходы, тройники (проходные и переходные), крестовины (проходные и переходные), штуцеры, заглушки.

2.2 перекачивающая станция (ПС): Комплекс сооружений, оборудования и устройств, обеспечивающих прием и закачку нефтепродуктов в трубопровод.

2.3 линейная часть магистральных нефтепродуктопроводов: Совокупность труб одинакового или разных диаметров и соединительных деталей трубопроводов (фитингов) с устройствами защиты трубопроводов от коррозии, линиями электропередач для собственных нужд, линиями устройств связи и телемеханики, дорогами и сооружениями защиты окружающей среды.

2.4 участок трубопровода: Совокупность прямолинейных труб одинакового или разных диаметров и соединительных деталей трубопроводов, ограниченная градуировочными точками, обозначаемыми порядковыми номерами и имеющая замкнутый объем. В качестве градуировочных точек применяют задвижки, вентили или краны.

2.5 условный проход трубы (D_у, мм): Внутренний диаметр трубы, принятый за его номинальное значение.

2.6 условный проход арматуры или соединительной детали трубопровода (D_у, мм): Внутренний диаметр арматуры или соединительной детали трубопровода (далее - фитинга), принятый равным условному проходу присоединяемой к ней трубы.

2.7 условное давление (Р_у, МПа): Наибольшее избыточное давление при температуре перекачиваемой жидкости или окружающей среды, равной 20 °C, при котором обеспечена длительная работоспособность арматуры и соединительных деталей трубопровода.

2.8 градуировка магистрального нефтепродуктопровода: Совокупность операций, выполняемых метрологической службой предприятия - владельца МНПП или метрологическими службами других юридических лиц, имеющих право на выполнение данного вида работ, с целью определения вместимости участков трубопроводов и МНПП в целом, составления и утверждения градуировочной таблицы МНПП.

Градуировку МНПП проводят:

- после его сооружения и испытаний на прочность и герметичность, либо после испытаний на прочность и герметичность участка линейной части МНПП по результатам его капитального ремонта с заменой трубы;

- по истечении срока действия градуировочной таблицы при эксплуатации МНПП.

Срок действия градуировочной таблицы: не более 10 лет.

2.9 вместимость магистрального нефтепродуктопровода: Вместимость, определяемая суммированием вместимостей участков трубопровода.

2.10 геометрический метод измерений вместимости магистрального нефтепродуктопровода: Метод измерений, заключающийся в определении вместимости МНПП по результатам измерений геометрических параметров участков трубопроводов.

3 Нормы погрешности измерений

3.1 Пределы относительной погрешности измерений вместимости МНПП: ±0,3 %.

3.2 Пределы относительной погрешности измерений вместимости МНПП при применении средств измерений, приведенных в разделе 4: ±0,3 %.

4 Средства измерений

4.1 При проведении измерений параметров МНПП применяют следующие основные и вспомогательные средства измерений:

4.1.1 Измерительную рулетку 2-го или 3-го класса точности с верхними пределами измерений 2; 3; 5; 10; 20; 30; 50; 100 м по ГОСТ 7502.

4.1.2 Линейку измерительную металлическую с диапазоном измерений от 0 до 500 мм по ГОСТ 427.

4.1.3 Штангенциркуль с диапазоном измерений от 0 до 250 мм по ГОСТ 166 (ИСО 3599).

4.1.4 Светодальномер Блеск-2 (2ст-10) или БЛК-2.

4.1.5 Толщиномер ультразвуковой по [1] с диапазоном измерений от 0,6 до 30 мм и пределами допускаемой погрешности: ±0,1 мм.

4.1.6 Динамометр с диапазоном измерений от 0 до 100 Н по ГОСТ 13837.

4.1.7 Термометр с ценой деления шкалы 1 °С по ГОСТ 28498.

4.1.8 Вспомогательное оборудование: трассоискатель типов ИП-8, УКИ-1М и др., щуп (металлический стержень с острым концом длиной не менее 1000 мм), лопата, чертилка, мел, щетки (металлическая и волосяная), шкурка шлифовальная, смазка типа ЦИАТИМ или глицерин, масло трансформаторное (конденсаторное), ветошь, микрокалькулятор, а также в случае проведения измерений на высоте и в траншеях лестницы, мостки и подставки с регулируемыми опорами.

4.2 Основные средства измерений должны быть поверены в установленном порядке.

4.3 Допускается применение других, вновь разрабатываемых или находящихся в эксплуатации средств измерений, удовлетворяющих по точности и пределам измерений требованиям настоящей рекомендации.

5 Метод измерений

5.1 Измерения вместимости МНПП и его участков проводят геометрическим методом.

5.2 Вместимость МНПП определяют суммированием вместимостей участков МНПП.

5.3 Вместимость участков МНПП определяют суммированием вместимостей прямолинейных и криволинейных труб, арматуры и фитингов, определяемых по результатам измерений их геометрических параметров.

6 Требования к квалификации операторов и требования безопасности

6.1 Измерения параметров МНПП и обработку их результатов проводит комиссия, назначаемая приказом предприятия - владельца МНПП. В приказе указывают фамилии, занимаемые должности и место работы председателя (ответственного) и членов комиссии, сроки проведения работ. В состав комиссии включают не менее трех операторов, прошедших курсы повышения квалификации в ФГУП ВНИИР-ГНМЦ и имеющих свидетельство о повышении квалификации и (при необходимости) других специалистов предприятия - владельца МНПП.

6.2 К измерениям параметров МНПП допускают лиц, изучивших настоящую рекомендацию, техническую документацию на МНПП, его схему и применяемые средства измерений и прошедших обучение по 6.1 и инструктаж по безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

6.3 Лицам, проводящим измерения, необходимо использовать спецодежду:

- женщинам - костюмы по ГОСТ 27574 и спецобувь по ГОСТ 12.4.137;

- мужчинам - костюмы по ГОСТ 27575 и спецобувь по ГОСТ 12.4.137.

6.4 Перед началом измерений необходимо проверить:

- исправность лестниц, мостков и опор (при проведении измерений на высоте или в траншеях);

- отсутствие течи (каплепадений) в местах соединений трубопровода.

6.5 Для освещения в темное время суток применяют светильники во взрывозащищенном исполнении.

6.6 Измерения параметров МНПП во время грозы категорически запрещены.

7 Условия выполнения измерений и подготовка к ним

7.1 При проведении измерений соблюдают следующие условия:

7.1.1 Температура окружающего воздуха: от минус 20 до плюс 35 °С.

7.1.2 Состояние погоды: без осадков.

7.2 Перед проведением измерений выполняют следующие работы:

7.2.1 Изучают техническую документацию на МНПП и средства измерений.

7.2.2 Составляют схему МНПП. Схему МНПП составляют на основе его организационной структуры и технологической схемы, т.е. по районным управлениям или предприятиям МНПП (РУМНПП, ПМНПП).

Градуировочными границами РУМНПП или ПМНПП являются:

- секущие задвижки на входе в узлы приема нефтепродуктов от нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) на головной станции (ГС) МНПП;

- узлы запорной арматуры на границе между соседними РУМНПП или ПМНПП;

- секущие задвижки высокой серии перед узлами приема-сдачи нефтепродуктов от МНПП или его отводов на предприятия нефтепродуктообеспечения (нефтебазы, АЗС, склады ГСМ, наливные пункты).

7.2.3 Отдельными самостоятельными градуируемыми участками РУМНПП (ПМНПП) целесообразно считать:

а) линейную часть между перекачивающими станциями;

б) переходы трассы нефтепродуктопровода различных типов (подземные, подводные, воздушные).

7.2.4 В свою очередь, отдельные участки нефтепродуктопровода следует разделить на единичные градуировочные участки:

а) прямолинейные участки линейной части нефтепродуктопровода, а также криволинейные участки в пределах упругого изгиба трубопровода состоящие из труб одинакового или разного условного прохода;

б) криволинейные участки (гнутые или сварные закругленные на поворотах трассы);

в) детали и арматура нефтепродуктопровода (компенсаторы, задвижки, затворы и т.п.).

7.2.5 Границы участка нефтепродуктопровода, являющиеся градуировочными точками, обозначают порядковыми номерами.

Схема одного из вариантов исполнения МНПП приведена на рисунке А.1.

7.2.6 Освобождают поверхность концов труб и отводов участков трубопроводов для проведения измерений их параметров от грунта, бетона и изоляции. При заглубленном или подземном расположении участков труб и их отводов предварительно устанавливают их местонахождения с помощью трассоискателя и щупа. Проводят шурфование ям (откапывание концов труб и отводов).

7.2.7 Зачищают поверхность отводов и концов труб от брызг и наплывов металла, отслоившейся окалины, слоя покрытия и краски с помощью металлической щетки.

7.2.8 Зачищенную поверхность концов труб и отводов доводят до необходимой чистоты с помощью шлифовальной шкурки, волосяной щетки и ветоши. Поверхность в зоне зачистки не должна иметь вмятин и выпуклостей. Ширина зоны освобождения концов труб должна быть минимальной, но достаточной для проведения измерений.

7.3 Измерения величин проводят не менее трех операторов, прошедших инструктаж безопасности труда в соответствии с 6.2.

8 Выполнение измерений

8.1 Определение внутреннего диаметра участка трубопровода

8.1.1 Внутренний диаметр участка трубопровода определяют по результатам измерений длины окружности (рисунок А.2) и толщины его стенки. Измерения параметров трубопровода (длину окружности, толщину стенки) проводят не менее двух раз. Расхождение между результатами двух измерений должно соответствовать норме, установленной для каждой операции измерений в настоящей рекомендации.

При расхождении, превышающем установленную норму, измерения повторяют до получения двух последовательных измерений, удовлетворяющих требованиям нормы.

8.1.2 Длину окружности s-й трубы i-го участка трубопровода (P_is)_j измеряют измерительной рулеткой в сечениях на каждом ее конце не менее двух раз.

Результаты измерений отсчитывают по шкале измерительной рулетки с погрешностью: ±1 мм.

Расхождение между результатами двух измерений на каждом конце трубы не должно быть более 1 мм.

8.1.3 Результаты измерений (P_is)_j вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б.

8.2 Измерения толщины стенки трубы

8.2.1 Толщину стенки s-й трубы i-го участка трубопровода (δ_is)_j измеряют ультразвуковым толщиномером в сечениях на каждом ее конце в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Результаты измерений отсчитывают по шкале ультразвукового толщиномера с погрешностью: ±0,1 мм.

Расхождение между результатами двух измерений на каждом конце трубы не должно быть более 0,1 мм.

8.2.2 Результаты измерений (δ_is)_j вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б.

8.3 Измерения длины трубы

8.3.1 Длину s-й трубы i-го участка трубопровода (L_is)_j измеряют светодальномером Блеск-2 или БЛК-2 согласно руководству по эксплуатации на светодальномер или измерительной рулеткой. При использовании измерительной рулетки участок трубопровода измеряют вдоль верхней образующей трубы. При этом лента рулетки не должна перекручиваться. Сила натяжения ленты рулетки, фиксируемая динамометром, должна составлять по ГОСТ 7502:

- (10 ± 1) Н: для рулеток длиной 1 - 5 м;

- (100 ± 10) Н: для рулеток длиной 10 м и более;

- для рулеток с желобочной лентой: без натяжения.

8.3.2 Измерения длины трубы участка трубопровода проводят не менее двух раз, если рулетку прикладывают два и более раза; один раз, если рулетку прикладывают один раз. Результаты измерений отсчитывают по шкале измерительной рулетки с погрешностью: ±1 мм.

Расхождение между результатами двух измерений не должно быть более 50 мм на 100 м длины трубы.

8.3.3 Результаты измерений (L_is)_j вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б.

8.4 Измерения параметров арматуры

8.4.1 За длину (строительную длину) арматуры, за исключением П-образного компенсатора, принимают расстояние между крайними плоскостями фланцев, включая толщину прокладок.

8.4.2 За внутренний диаметр арматуры принимают условный проход трубы участка трубопровода, к которой присоединяют арматуру.

8.4.3 Расстояние между фланцами, включая толщину прокладок, (строительную длину) k-й арматуры (вентиля, задвижки), l^в, заглушки l^г (рисунок А.3) измеряют измерительной линейкой или измерительной рулеткой.

Результаты измерений отсчитывают по шкале измерительной линейки или рулетки с погрешностью: ±1 мм.

Результаты измерений l^в, l^г вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б.

8.4.4 Параметры П-образного компенсатора в соответствии с рисунком А.4: длины прямолинейных частей , длины вылета , длину плеча , длины отводов , , ..., ,  измеряют измерительной рулеткой. Результаты измерений отсчитывают по шкале измерительной рулетки с погрешностью: ±1 мм.

Результаты измерений , , , , , ..., ,  вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б.

8.4.5 Строительную длину компенсаторов: k-го волнистого , k-го линзового , k-го сильфонного  измеряют измерительной линейкой или измерительной рулеткой. Результаты измерений отсчитывают с погрешностью: ±1 мм.

Результаты измерений , ,  вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б.

8.5 Измерения параметров фитинга

8.5.1 За длину (строительную длину) фитинга принимают расстояние между крайними плоскостями фланцев, включая толщину прокладок, или расстояние между сварочными швами.

8.5.2 За внутренний диаметр равнопроходного фитинга принимают условный проход трубы участка трубопровода, к которой присоединяют фитинг.

8.5.3 За внутренний диаметр каждого из концов переходного фитинга принимают условный проход стыкующей с ним трубы участка трубопровода.

8.5.4 Участок трубопровода может включать гнутые (рисунок А.5) и сварные (рисунок А.6) отводы.

Длины k-го отвода ,  (рисунок А.5 и рисунок А.6) измеряют по верхней и нижней его образующих измерительной рулеткой.

Результаты измерений отсчитывают по шкале измерительной рулетки с погрешностью: ±1 мм.

8.5.5 Длину k-го концентрического перехода  (рисунок А.7) или длину k-го эксцентрического перехода  (рисунок А.8) измеряют измерительной рулеткой.

Результаты измерений отсчитывают по шкале измерительной рулетки с погрешностью: ±1 мм.

8.5.6 Параметры k-го тройника равнопроходного ,  (рисунок А.9), k-го тройника переходного ,  (рисунок А.10), k-й крестовины равнопроходной , ,  (рисунок А.11), k-й крестовины переходной , ,  (рисунок А.12) измеряют измерительной рулеткой. Результаты измерений отсчитывают по шкале измерительной рулетки с погрешностью: ±1 мм.

8.5.7 Результаты измерений , , , , , , , , , , ,, ,  вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б.

9 Определение вместимости реконструируемого участка трубопровода

9.1 Вместимость реконструируемого участка трубопровода определяют по результатам изменений геометрических параметров прямолинейной и криволинейной труб, арматуры и фитингов в соответствии с разделом 8.

9.2 К выполнению измерений параметров участка трубопровода допускают лиц (не менее трех операторов), изучивших настоящую рекомендацию, техническую документацию на МНПП, его схему и применяемые средства измерений и прошедших обучение по 6.1 и инструктаж по безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

10 Обработка результатов измерений

10.1 Вычисление вместимости прямолинейной трубы

10.1.1 Внутренний диаметр s-й трубы i-го участка отдельного трубопровода (далее - трубопровода) D_is, мм, вычисляют по формуле¹⁾

где (P_is)_j - наружный диаметр s-й трубы i-го участка при j-м измерении, мм;

m₁ - число измерений длины окружности;

j - номер измерения;

δ_р - толщина ленты измерительной рулетки, мм.

π принимают здесь и далее равным 3,14159;

поправка «0,2» в формуле (10.1) учитывает неполноту прилегания ленты рулетки к поверхности трубопровода;

δ_is - толщина стенки s-й трубы i-го участка, мм. Ее значение определяют по формуле

где m₂ - число измерений толщины стенки.

_______________

¹⁾ Все расчеты проводят до шестой значащей цифры, затем результат округляют для длин до целого числа миллиметров, для объемов - до целого числа тысячных долей метра кубического.

10.1.2 Вместимость s-й трубы i-го участка трубопровода , м³, вычисляют по формуле

где D_is - внутренний диаметр s-й трубы i-го участка трубопровода, вычисляемый по формуле (10.1), мм;

L_is - длина s-й трубы i-го участка трубопровода, м. При измерениях длины трубы участка за два или более раза за ее значение принимают среднее арифметическое значение результатов измерений.

10.2 Вычисление вместимости арматуры

10.2.1 Вместимость k-й задвижки (вентиля) i-го участка трубопровода , м³, вычисляют по формуле

где D_yi - - условный проход трубы i-го участка трубопровода, мм;

 - строительная длина k-й задвижки (вентиля), мм.

10.2.2 Вместимость k-й заглушки i-го участка трубопровода , м³, вычисляют по формуле

где  - глубина цилиндрической части k-й заглушки (рисунок А.3), мм;

K_г - поправочный коэффициент, значение которого для плоских заглушек принимают равным единице, а для эллиптических и штампованных заглушек определяют по формуле

(Измененная редакция, Изм. № 1).

10.2.3 Вместимость k-го П-образного компенсатора i-го участка трубопровода , м³, вычисляют по формуле

где (l_пр)_k - суммарная длина прямолинейной части k-го компенсатора, мм;

(l_от)_k - суммарная длина отводной части k-го компенсатора, мм.

Суммарные длины (l_пр)_k, (l_от)_k в соответствии с рисунком А.4 вычисляют по формулам:

10.2.4 Вместимость k-го волнистого компенсатора i-го участка трубопровода , м³ вычисляют по формуле

где  - строительная длина k-го компенсатора, мм;

K_д - поправочный коэффициент, значения которого принимают по таблице В.1 приложения В.

10.2.5 Вместимость k-го линзового компенсатора i-го участка трубопровода , м³, вычисляют по формуле

где  - строительная длина k-го компенсатора, мм;

K_л - поправочный коэффициент, значения которого принимают по таблице В.2 приложения В.

10.2.6 Вместимость k-го сильфонного компенсатора i-го участка трубопровода , м³, вычисляют по формуле

где  - строительная длина k-го компенсатора, мм;

K_с - поправочный коэффициент, значения которого принимают по таблице В.3 приложения В.

10.3 Вычисление вместимости фитинга

10.3.1 Вместимость k-го гнутого (рисунок А.5) или k-го сварного (рисунок А.6) отводов i-го участка трубопровода , м³, вычисляют по формуле

где ,  - длины отвода, измеренные вдоль верхней и нижней образующих отвода, мм.

10.3.2 Вместимость k-го концентрического перехода (рисунок А.7) i-го участка трубопровода , м³, вычисляют по формуле

где (D_у)_i,(d_у)_i - условные проходы труб i-го участка трубопровода, мм;

 - длина k-го концентрического перехода, мм.

10.3.3 Вместимость k-го эксцентрического перехода (рисунок А.8) i-го участка трубопровода , м³, вычисляют по формуле

где  - длина k-го эксцентрического перехода, мм.

10.3.4 Вместимость k-го тройника равнопроходного (рисунок А.9) i-го участка трубопровода , м³, вычисляют по формуле

где  - строительная длина k-го тройника равнопроходного, мм;

 - высота ответвления, мм.

10.3.5 Вместимость k-го тройника переходного (рисунок А.10) i-го участка трубопровода , м³, вычисляют по формуле

где  - условные проходы i-го участка трубопровода, мм;

 - строительная длина к-го тройника переходного, мм;

 - высота ответвления, мм.

10.3.6 Вместимость k-й крестовины равнопроходной (рисунок А.11) i-го участка трубопровода , м³, вычисляют по формуле

где  - строительная длина крестовины, мм;

 - высоты ответвлений крестовины, мм.

10.3.7 Вместимость k-й крестовины переходной (рисунок А.12) i-го участка трубопровода , м³, вычисляют по формуле

где D_yi, d′_yi, d″_yi - условные проходы i-го участка трубопровода, мм;

 - строительная длина k-й крестовины, мм;

 - высоты ответвлений крестовины, мм.

10.4 Вычисление вместимости участка трубопровода

10.4.1 Вместимость i-го участка трубопровода , м³, вычисляют по формуле

где  - суммарная вместимость труб i-го участка трубопровода, м³;

 - суммарные вместимости арматуры и фитинга соответственно, м³.

Величины  вычисляют по формулам:

где  - вместимость s-й трубы, вычисляемая по формуле (10.3), м³;

 - вместимость арматуры, вычисляемая по формулам (10.4) - (10.9), м³;

 - вместимость фитинга, вычисляемая по формулам (10.10) - (10.16), м³;

m₁ - количество труб;

m₂ - количество арматуры;

m₃ - количество фитингов.

Примечание - Вместимость участка трубопровода определяют с учетом половины вместимостей задвижек (вентилей), и др., за исключением заглушек, являющихся градуировочными точками.

10.4.2 Результаты вычислений , , ,  вносят в журнал, форма которого приведена в приложении Г.

10.5 Вычисление вместимости МНПП

10.5.1 Вместимость МНПП V_м, м³, вычисляют по формуле

где  - вместимость i-го участка трубопровода, вычисляемая по формуле (10.17);

N - количество участков трубопровода.

11 Оформление результатов измерений

11.1 Результаты измерений оформляют градуировочной таблицей на МНПП, включающей градуировочные таблицы на участки трубопровода.

11.1.1 Градуировочную таблицу на МНПП составляют суммированием вместимостей участков трубопровода.

11.1.2 К градуировочной таблице МНПП прилагают:

а) протокол измерений параметров МНПП (оригинал прикладывают к первому экземпляру градуировочной таблицы);

б) схему МНПП;

в) журнал обработки результатов измерений (только при ручном способе обработки результатов измерений).

11.1.3 Формы титульного и текстового листов градуировочной таблицы МНПП приведены в приложении Д. Форма протокола измерений параметров МНПП приведена в приложении Б.

Протокол измерений подписывают председатель и члены комиссии, титульный и последний листы градуировочной таблицы МНПП подписывает председатель комиссии. Подписи председателя комиссии заверяют печатью.

11.1.4 Градуировочную таблицу МНПП утверждает руководитель (директор, гл. инженер) предприятия - владельца МНПП, подпись которого заверяют печатью.

11.1.5 Обработка результатов измерений и расчета градуировочной таблицы МНПП могут быть проведены ручным способом или с использованием компьютера по программе, разработанной ФГУП ВНИИР - ГНМЦ.

Протокол измерений является входным документом при расчете градуировочной таблицы на компьютере.

11.2 При реконструкции (изменении длины и диаметра труб, добавлении новых труб, замене арматуры, фитингов и другого технологического оборудования) участка (участков) трубопровода вместимость участка (участков) определяет комиссия предприятия - владельца МНПП, включающая не менее трех операторов и других физических лиц, в соответствии с разделом 9.

Результаты измерений вместимости участка (участков) трубопровода оформляют актом, форма которого приведена в приложении Е.

Если изменение вместимости участка (участков) составляет более 0,1 % (установленном в соответствии с ГОСТ 8.009), то проводят корректировку градуировочных таблиц участка трубопровода и МНПП.

Акт прикладывают к градуировочной таблице.

11.3 Данные градуировочных таблиц соответствуют температуре, равной 20 °C.

11.4 Пример расчета градуировочной таблицы МНПП приведен в приложении Ж.

12 Нормативные ссылки

В настоящей рекомендации использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.009-84 ГСИ. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений;

ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения;

ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны;

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

ГОСТ 166-89 (ИСО 3599-76) Штангенциркули. Технические условия;

ГОСТ 427-75 Линейки измерительные металлические. Технические условия;

ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия;

ГОСТ 13837-79 Динамометры общего пользования. Технические условия;

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 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний.

Приложение А

Схемы оборудования и измерений параметров магистрального нефтепродуктопровода

ПС - перекачивающая станция; К1 - К3 - компенсаторы; 1 - 13 - задвижки

Рисунок А.1 Схема магистрального нефтепродуктопровода

1 - основной подводный переход нефтепродуктопровода;
2 - резервный подводный переход нефтепродуктопровода , 4 - 9 - задвижки.

Рисунок А.2 Схема участка МНПП

D_y - условный проход; l^г - глубина заглушки

Рисунок А.3 Схема заглушки

,  - длины прямолинейной части; ,  - длины вылета;  - длина плеча;
, , , ,, ,, , длины отводов; D_y - условный проход

Рисунок А.4 Схема П-образного компенсатора

D_y - условный проход; ,  - длины образующих гнутого отвода

Рисунок А.5 Схема гнутого отвода

D_y - условный проход; ,  - длины образующих сварного отвода

Рисунок А.6 Схемы сварного отвода

D_y, d_y - условные проходы;  - длина концентрического перехода

Рисунок А.7 Схема концентрического перехода

D_y, d_y - условные проходы;  - длина эксцентрического перехода

Рисунок А.8 Схема эксцентрического перехода

D_y - условный проход;  - строительная длина;  - высота ответвления

Рисунок А.9 Схема тройника равнопроходного

D_y, d_y - условные проходы;  - строительная длина;  - высота ответвления

Рисунок А.10 Схема тройника переходного

D_y, d′_y, d″_y - условные проходы;  - строительная длина;  - высоты ответвлений

Рисунок А.11 Схема крестовины равнопроходной

D_y, d′_y, d″_y - условные проходы;  - строительная длина;  - высоты ответвлений

Рисунок А.12 Схема крестовины переходной

Приложение Б

Форма протокола измерений параметров магистрального нефтепродуктопровода

Приложение В

Поправочные коэффициенты компенсаторов

Таблица В.1 - Поправочный коэффициент волнистого компенсатора

 

Таблица В.2 - Поправочный коэффициент линзового компенсатора

 

 

Таблица В.3 - Поправочный коэффициент сильфонного компенсатора

 

 

 

 

Приложение Г

Форма журнала обработки результатов измерений

Приложение Д

Формы титульного и текстового листов градуировочной таблицы магистрального нефтепродуктопровода

Д.1 Форма титульного листа градуировочной таблицы

Д.2 Форма текстового листа градуировочной таблицы магистрального нефтепродуктопровода

Д.2.1 Вместимость магистрального нефтепродуктопровода

Приложение Е

Форма акта измерений вместимости реконструируемого участка трубопровода магистрального нефтепродуктопровода

Приложение Ж

Пример расчета градуировочной таблицы магистрального нефтепродуктопровода

Ж.1 Порядок оформления протокола измерений

Ж.2 Порядок обработки результатов измерений

Ж.2.1 Вычисляют внутренние диаметры труб участков в соответствии с формулами (10.1), (10.2):

- первого участка

- второго участка

- третьего участка

- четвертого участка

- пятого участка

- резервная нитка

Ж.2.2 Определяют средние арифметические значения длин участков трубопровода:

- первого участка

- второго участка

- третьего участка

- четвертого участка

- пятого участка

- резервная нитка

Ж.2.3 Вычисляют вместимости труб участков трубопровода в соответствии с формулой (10.3):

- первого участка

- второго участка

- третьего участка

- четвертого участка

- пятого участка

- резервного участка

Ж.2.4 Вычисляют вместимости задвижек в соответствии с формулой (10.4):

- первого участка

- второго участка

- третьего участка

- четвертого участка

- пятого участка

- резервной нитки

Ж.2.5 Вычисляют вместимости П-образного компенсатора по формуле (10.6):

- первого участка

- четвертого участка

- пятого участка

Ж.2.6 Вычисляют вместимость отводов по формуле (10.10):

- второго участка

сварной отвод под углом 30 °С

- резервная нитка

Ж.2.7 Вычисляют вместимость тройников равнопроходных по формуле (10.13):

- второго участка

- четвертого участка

Ж.2.8 Вычисляют вместимости тройников переходных по формуле (10.14):

- первого участка

- четвертого участка

Ж.2.9 Оформляют журнал обработки результатов измерений.

Вычисление вместимости участков магистрального нефтепродуктопровода

Таблица

Вычисление провел

_________________________

подпись инициалы, фамилия

«_____» ___________ 200_ г.

Ж.3 Градуировочная таблица магистрального нефтепродуктопровода

3.1 Вместимость магистрального нефтепродуктопровода

Организация (предприятие) _______________________________________________

 

Председатель комиссии

___________________________

подпись

___________________________

должность, инициалы, фамилия

Приложение И

Библиография

[1] ТУ 257761.007-87 Толщиномер ультразвуковой УТ-93П;

[2] ТУ ДКТЦ 413441.102 Анализатор-течеискатель АНТ-2М;

[3] ПБ 03-108-96 Правила устройства и безопасность эксплуатации технологических трубопроводов.

СОДЕРЖАНИЕ