Руководящий документ

Руководство по проектированию газоизмерительных пунктов .для систем учета нефтяного газа

РД 39-0148306-422-89

вводится впервые

Срок действия установлен ; с I февраля 1990 г.

Срок действия ;    до I февраля 1993    г.

Руководящий документ "Руководство по проектированию газоизмэрительных пунктов для систем учета нефтяного газа" распространяется на предприятия и организации Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР, проектирующие и эксплуатирующие пункты учета нефтяного газа и продуктов его переработки.

хода и количества нефтяного газа реализуемые в вычислителе (БОЛ) с помощью расходомера переменного перепада давления доданы бить согласованы:

-    для межведомственных расчетов с органами Госстандарта,

-    для внутриведомственных с базовой орг а ил задней метрологической служба.

Таблица I Унифицированный ряд типо-раэсеров .узлов учета нефтяного газа УУГ-1

Тип	Услов ный метр	Макси маль ное	Lasсн- малькый расход	Тол щина стен-	Внут рен ний	„Габаритные ра Длина Высота		змеры ширина
	трубо-	дазле-	газа	ей	диа
	прово-	ние в		трубо-	метр
	да	труб о-		прово- трубо-
		прово-		да	прово-
		Де			да
V к	2	3	4	5	6	7	8	8
	Д?	Рмах		S	dis	L	А	В
	ш	№	нглЗ/ч	мм	ш	ММ	ММ	мм
т	100	4,0	6000	' 57о~ ~	98“	1360	937 “	ООО
1		8,0	11000	8,0	92
П	150	4,0	20000	6,0	143
		8,0	60CQ0	12,0	135	1360	937	336
С	200	4,0	40000	8,0	203
		8,0	IOOCOO	16,0	187	1460	937	336
1У	250	4,0	800СО	10,0	253
		8,0	I2CC00	18,0	241	2116	1122	490
	300	4,0	ICCC00	10,0	305
7		8.0	I6CC00	20,0	285	2116	TI9I	4S0
71	350	4,0	I2C-000	12,0	353
		8,0	180000	22,0	337	.2116	1260	490
7П	400	4,0	1800-00	12,0	402
		8,0	220000	22,0	386	2366	1461	640
Till	500	4,0	140000	14,0	502
		8,0	260000	240	480	2306	1619	640

/з.

7. ТРЕБОВАНИИ К МОНТАЖУ ПУНКТОВ УЧЕТА

7.1. Диаметр коллектора и количество измерительных линий определяется соотношением (приложение 3):

Я* ⁼^\Г^7,

где: Дк - внутренний диаметр коллектора, мм;

Д2Q - внутренний диаметр измерительных трубопроводов при температуре 20°С, мм;

Yl - число измерительных линий

7.2.    Все параллельные измерительные линии должны иметь идентичную конструкцию и размеры.

7.3.    На прямых участках запрещается какие-либо врезки и монтаж узлов и конструкции кроме предусмотренных схемой (приложение 3,4).

7.4^ При монтаже измерительных линий должна быть соблюде-на равнопроходность, при этом разность внутренних диаметров прямых участков и преобразователя расхода не должна превышать +0,3$, от среднего диаметра.

7.5.    Фланцы и прокладки должны быть отцентрированы, внутренний диаметр прокладок должен быть на 2-3 мм больше внутреннего диаметра фланца.

7.6.    Измерительные линии диаметром свыше 500 мм проектировать не рекомендуется (за исключением факельных линий).

7.7.    Прямые участки измерительных линий пункта учета и технологический блок должны устанавливаться на опорах исключающих перекос и обеспечивающих прямолинейность укладки трубопровода.

7.8.    Опоры должны проектироваться так, чтобы уменьшить вибрации и смещения трубопроводов и обеспечивать их надежное крепление. Опоры прямых участков измерительной линии должны устанавливаться у фланцевых соединений на расстоянии не менее одного диаметра от наружной стенки фундамента до фланцевого соединения с обеих сторон этого соединения (приложение 5).

7.9.    На всей длине измерительной линии трубопровод должен иметь уклон не менее 0,002 по ходу газового потока.

7.10.    На открытых площадках трубопроводы и арматура пунктов учета теплоизолируются одинаково с технологи-14

чсскими трубопроводами измеряемого потока до и после пункта учета.

7.11.    При проектировании измерительных линий необходимо предусмотреть периодическую очистку (продувку) от конденсата и механических примесей через специальный штуцер (приложение 4) в закрытую систему.

7.12.    3 трубопроводе допускается отверстие для удаления осадков и конденсата. Диаметр такого отверстия не должен превышать 0,08 Д₂₀, а его расстояние от существующего отверстия для измерения перепада давления должно быть не менее 0,5 Д^.

/о

8. ТРЕБОВАНИЯ К ПРЯМЫМ УЧАСТКАМ! ТРУБОПРОВОДА

8.1.    Прямой участок трубопровода - это участок между ближайшими фланцевыми соединениями узла учета и местного сопротивления.

8.2.    Длина прямого участка условно выражается в диаметрах трубопровода при 20°С. При изменении сечения трубопровода (конусы, сужение, расширение и т.п.) длина прямого участка трубопровода рассчитывается исходя лз диаметра трубопровода, прилегащего

к сужакщему устройству.

8.3.    Установка сужающего устройства непосредственно у местного сопротивления не допускается.

8.4.    Границей местных сопротивлений следует считать: для колена - сечение, проходящее перпендикулярно оси трубопровода через центр радиуса изгиба; для тройника под острым углом или разветвляющего потока - сечение, расположенное на расстоянии двух диаметров ст точки пересечения осей трубопровода;

для Еварных сужений и расширений - сварной шов; для вварной группы колен - сечение, расположенное на расстоянии одного диаметра от сварного шва ближайшего к сужающему устройству колена.

8.5.    Необходимые длины прямых участков до сужающего устройства, которые не дают дополнительной погрешности определения расхода, для наиболее применяемых местных сопротивлений приведены в табл.1.

При совмещении первого местного сопротивления с последующим, длина прямого участка между ним и сужакщим устройством должна составлять не менее ЮОДзф.

8.6.    Сопротивления, расстояние между которыми меньше 5Д^ являются совмещенными. Если расстояние между двумя местными сопротивлениями меньше 5Дэд, то данную группу сопротивлений

Таблица 2

Относительная Значение (л„ для следующих мес ткых площадь сужаю- сопротивлений щсго устройства (т) задвижка колено гильза тер сужение г или мометра диа тока при трой ник метром 0,03 О»ОзД>0*о£ ' ^2о нусности от I:1.5 «ДО 1:3 _ 0,05 10 10 15 Ю 0,10 10 10 15 10 0,15 10 15 15 10 0,20 •10 15 15 ю 0,25 10 15 15 10 0,30 15 15 15 10 0,35 15 20 25 ю 0,40 15 20 15 10 0,50 20 30 20 15 0,55 25 35' 20 20 0,60 30 40 20 30

считают как одно сопротивление и после него требуется увеличение длины прямого участка.

8.8. Необходимую длин:/ прямого участка между .двумя сопротивлениями перед сужающим устройством выбирают по табл.З в которой приведены более удаленные из двух ближайших к сужающему устройству местных сопротивлений.

Таблица 3

Колено или тройник\    15,0

Сужение при конусности от 1:1,5

До 1:3    7,5

Расширение при конусности от 1:2

ДО 1:4    15,0

Задвижка    10,0

8.9. Если местное сопротивление состоит из нескольких источников возмущения (3-х, 4-х и т.д.), расстояние между которыми меньше бДэд, то дана участка между данными совмещенным

сопротивлением и блпжким к сужающему устройству долгша--составлять ire менее 50Д^₀. So ли расстояние между вторым (совмещенным) местным сопротивлением и последующим больше или равно 5Д₂0» то дополнительные (3-е, й и т.д.) сопротивления но учитываются.

8.10.    Длина прямого участка после сужающего устройства выбирается по графику (Приложения 5 РД 50-213-80) в зависимости от относительной площади сужающего устройства. При любой № длина прямого участка после сужающего устройства, равная ЭД^, является достаточной.

8.11.    При использовании в качестве средства измерения напорной трубки длина прямого участка до места установки трубки определяют по табл.4.

Таблица 4

Кашёнованн е“ыёс тного    При”измёрёгаи\\^^?^₅_"_'“_“_-“__Р*

сопротивления    _{в точке}    местной    от    оси

_______________скорости    0,242 \ _ тр^бы

Колено или тройник    55    25

Полностью открытая задвижка    30    15

8.12.    Расстояние от места установки напорной трубки до конца прямого участка в любом случае должно быть больше или равно 5Д₂₀ и не менее 50 м от свободного конца факела.

8.13.    Длины прямых участков до сужающего устройства выбираются по таблицам 1,2 настоящего руководящего документа в зависимости от вида местного сопротивления и должны быть при

т -0,5 не менее представленных в приложении 3,4,8. В этом случае длины прямых участков не дают дополнительной погрешности определения расхода нефтяного газа.

8.14.    Длина участка до места установки напорной трубки выбирается по табл.4 настоящего руководящего документа и должна быть не менее указанной в приложении 6.

S. TPb'ECEAnllfi H РАШОЛС^Е.^ МЕСТ ;i3!vbP^LJi

cciicb'ihx параметров питиКА газа.

9.1.    Перепад давления на диафрагме при угловом способе отбора рассчитывают как разность между статическими давлениями, взятыми непосредственно у плоскостей сужающего устройства в углах, образуемых последними со стенкой трубопровода (при камерном отборе - в корпусе камеры) (см.приложение 7).

9.2.    Перепад давления на диафрагме при фланцевом способе отбора рассчитывают как разность между статическими давлениями, взятыми на расстоянии £_{ и £ ^ до и после сужающего устройства.

* 1_г * 254 */Iя*.,    (4)

где

05мп. при m >0'36 и 5$ ^к 2) < ISQ

т $ о 36

л

ffi мм ирц П1 >0,36 Ц 50* 2> £

/П > О'М и Wit) $ г60

9.3.    Абсолютное давление при угловом способе отбора пере-пада давления следует измерять через отдельное цилиндрическое отверстие, расположенное у входной плоскости сужающего устройства в углу, образуемом последним со стенкой трубопровода (при камерном отборе - в корпусе камеры).

9.4.    Абсолютное давление на фланцевом способе отбора перепада давления измеряют на расстояние I ± от входной плоскости сужащего устройства.

9.5.    Измерение температуры газа производятся на прямом участке трубопровода до-или после сужающего устройства. С целью сокращения длины прямого.участка до сужающего устройства рекомендуется производить измерения температуры газа на прямом участке после сужающего устройства на расстоянии не менее

5Д₂р (см.приложение 4.8), но не более ЮДзд ^от его заднего торца. Диаметр гильзы термометра должен быть не более 0,13 Д₂д.

/3

Глубина погружения термометра должна составлять (0,3-0-5) Д₂q. Диаметр гильзы термометра не ограничивается, если расстояние от сужающего устройства до места измерения температуры не менее 8 Д₂₀.

9.6* Отбор проб газа для расчета его плотности и компонентного состава допускается производить за сужающим устройством на расстоянии не менее 5Д₂₀, но не более 10Д₂₀ ^{от его} заднего торца,

9.7. Измерение избыточного давления, температуры газа и отбор проб газа необходимо производить на прямом участке трубопровода за напорной трубкой на расстоянии большем или равном 5 Д₂₀ (приложение 8).

10. ОБЕСПЕЧЕНiE ТРЕБОВАНИИ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ МОНТАЖЕ П ЭКСПЛУАТАЦИИ ПУНКТОВ УЧЕТА

ЮЛ. При проектировании технологической части пунктов учета должна быть предусмотрена технологическая площадка для монтажа и обслуживания пунктов учета.

10.2. 'Установка технологической части пункта учета должна проводиться в соответствии с "Правилами безопасности в нефтегаз одобываидей промышленности" и "Правилами безопасности при эксплуатации газоперерабатывающие заводов".

10.3.    При монтаже вся электропроводка пункта учета должна быть' проложена в металлических коробах или трубках, обеспечивающих механическую защиту и исключающих повреждений кабелей.

10.4.    При прокладке по одной эстакаде расстояние между силовыми и измерительными кабелями должно быть не менее 0,7 м.

Не допускается прокладка в одном жолобе силовых и измерительных кабелей.

10.5.    Экраны всех измерительных кабелей должны подключаться к одному контуру заземления только в одной точке (у вторичных приборов).

10.6.    Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 4,0 Ом.

10.7.    Если по условиям размещения пункта учета отсутствует возможность продувки дренажных линий в закрытую систему, то продувка должна отводиться на расстояние не менее 30 м. от пункта учета, на высоту не менее 4 м в соответствии с БНТП 3-85.

10.8.    После монтажа пункта учета должно быть проведено испытание давлением 1,5 Рраб для рабочего давления до 5 атм, для рабочего давления выше 5 атм испытание проводится давлением 1,25 Рраб в соответствии со СНиП 3.05.05-64.

АННОТАЦИЯ

Настоящий руководящий документ по проектированию пунктов учета нефтяного газа разработан с целью унификации проектирования пунктов учета нефтяного-газа, оптимизации применения средств измерения и достижения автоматизированного учета газа.

Требования РД распространяются на пункты учета, оборудованные средствами измерения в соответствии с ГОСТ 8,361-79,

РД 50-213-80. РД 39-0148306-405-87, РД 39-0148306-407-87,.

В данном документе дано краткое описание пунктов учета газа; рекомендации по требованиям, предъявленным к проектированию пунктов учета нефтяного газа; к выбору сужающих устройств, напорных трубок; к расположению мест измерения основных параметров потока газа и так далее.

Исполнителями руководящего документа являются: замначальника управления автоматизации и средств связи -- В.А.Надеин;

тот БНИПИгазпереработка - зам.главного инженера П.И.Дворни-чекко, ведущий науч.сотрудник комплексного отдела автоматизации, научный руководитель темы "Единая система учета нефтяного газа и продуктов его переработки от скважины до потребителя" Г.А.Паутов; ведущий инженер отдела Г.Я.Козубенкс, м.н.с. Г.В.Тимощенко;

от НПО "Сибнефтеазтсматика" - нач.СКВ Г.С,Абрамов, ведущий конструктор Н.С.Яковлева.

I. ВВЕДЕНИЕ

IЛ. Настоящее руководство по проектированию газоизыерительных пунктов для систем учета попутного нефтяного газа (в даль-нейшем-руководство) разработано с целью реализации Рд "Единой системы учета нефтяного газа и продуктов его переработки от скважины до потребителя" на предприятия* и организациях Миннефтегаз-прома СОТ.

1.2. Требования настоящего "Руководства...." должны выполняться при проектировании новых и реконструировании эксплуатируемых пунктов учета нефтяного газа, оснащенных узлами учета, использующими принцип переменного перепада давления.

Х.З. руководство устанавливает терминологию, основы требований к пунктам учета, оборудованных средствами измерения в соответствии с требованиями РД 50-213-80 "Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными устройствами",

Рд 39-0148306-405-87 "Методика измерения расхода газа концевых ступеней сепарации", РД 39-0148306-407-87 "Единая система учета нефтяного газа и продуктов его переработки от скважины до потребителя". При проектировании пунктов учета следует руководствоваться наряду с настоящей методикой, ГОСТами, СКиПами, правилами и техническими условиями на проектирование, инструкциями по технике безопасности и охране окружающей среды и другими нормативными документами.

2.1. Пункт учета нефтяного газа 2*2. Узел учета нефтяного газа

2.3.    Технологический блок узла учета нефтяного газа

2.4.    Технологическая часть пункта учета нефтяного газа

2.5.    Измерительная линия пункта учета нефтяного газа

2.6.    Прямые участки трубопровода

2.7.    Вспомогательное оборудование

2.8.    Вторичное оборудование

х в дальнейшем в РД - "пункт учета",

-    "узел учета",

-    "технологический блок узла учета",

-    "технологическая часть пункта учета",

-    "измерительная линия пункта учета".

з. ть?.,'-Еы олрда&'ш

3.1.    Пункт учета нефтяного газа - комплекс измерительных и технических средстЕ и оборудования, обеспечивающий измерение расхода и количества нефтяного газа в условиях эксплуатации, состоящий структурно из технологической части; вторичного и вспомогательного оборудования.

3.2.    Узел учета нефтяного газа - измерительный комплекс, обеспечивающий измерение термодинамических параметров и расчет расхода и количества нефтяного газа, состоящий из технологического блока и вторичного оборудования.

3.3.    Технологический блок узла учета нефтяного газа - часть узла учета, обеспечивающая измерение термодинамических параметров и состоящая из трубной вставки для установки и работоспособности первичных измерительных средств расхода; первичных измерительных преобразователей термодинамических параметров измеряемого потока; соединительных линий и вспомогательного оборудования.

3.4.    Технологическая часть пункта учета нефтяного газа -- часть пункта учета нефтяного газа, обеспечивающая метрологические основы измерения расхода методом переменного перепада давления и нормативные условия эксплуатации узла учета, устанавливаемая в технологической зоне л состоящая из коллектора, измерительной линии и вспомогательного оборудования.

3.5.    Измерительная линия пункта учета нефтяного газа -участок трубопровода, обеспечивающий формирование стационарного измеряемого потока и измерение термодинамических параметров, состоящий из технологического блока узла учета, прямых участков трубопровода до и после него.

3.6.    Прямые участки трубопровода - участки труб соответствующего диаметра и длины, обеспечивающие стационарность газового потока в трубопроводе.

3.7.    Вспомогательное оборудование - оборудование, обеспечивающее монтаж и эксплуатацию пункта учета нефтяного газа (обслуживающие площадки, приборный шкаф, опоры, теплойзоляцион-ные покрытия, пробоотборные устройства, сбросные линии).

3.8.    Вторичное оборудование - часть пункта (узла) учета, обеспечивающая энергопитание технологического блока узла учета; температурный .режим первичных измерительных преобразователей;

7

прием, обработку представление, документирование информации и передачу ее на верхние уровни управления и состоящая из соответствующих измерительных, и управляющих средств.

4.1.    Данный руководящий документ определяет требования к проектированию пунктов .учета нефтяного газа, технические характеристики узлов учета нефтяного газа, требование к монтажу сужающего устройства, напорных трубок и т.д.

4.2.    Пункты учета являются основным техническим звеном в Единой системе учета нефтяного газа, определяющим характеристики системы учета.

4.3.    Все пункта учета разделяются на две категории: коммерческие и оперативные.

4.4.    Категория пунктов учета обосновывается технологической схемой размещения пунктов учета нефтяного газа.

4.5.    Коммерческие пункты учета проектируются для измерения количества нефтяного газа, при хозрасчете,в случае его поставки в качестве продукта для переработки и в виде топлива другим предприятиям.

4.6.    Оперативные пункты учета проектируются для учетных операций, сведения материального баланса и управления технологическими процессами (управление решила компрессорных станций, малогабаритных блочных установок и т.д.).

4.7.    Проектирование пунктов учета должно осуществляться на основании задания на проектирование, выданного и утвержденного заказчиком.

4.8.    Задание на проектирование пунктов учета должно быть согласовано с генеральной проектной организацией, проектирующей объект, в который входит пункт учета.

Проекты на коммерческие пункты учета проходят метрологическую экспертизу в базовой организации метрологической службы-ЕНИПИгазпереработка в соответствии с МИ 1325-86.

4.10, Проект должен представляться "заказчику” вместе с актом метрологической экспертизы; составление акта возлагается на организацию - разработчика.

5. СЗцКЗ ТРЕБОВАНИЯ К 1ШОЖТ*1РОВАЕИ1а ПУНКТОВ УЧЕТА. НЕФТЯНОГО ГАЗА

5.1.    Количество и диаметр измерительных линий рассчитываются на этапе разработки технического задания на проектирование пункта учета исходя из значения расхода нефтяного газа в рабочих условиях при соблюдении требований п.7.1 настоящего "Руководства..." с учетом того, что диаметр коллектора, как правило, равен диаметру подводящего трубопровода.

5.2.    В пункте коммерческого учета на технологической однониточной линии должна предусматриваться резервная измерительная линия идентичная основной измерительной линии.

5.3.    Комплектность пунктов учета должна обеспечить измерение (расчет) расхода и количества нефтяного газа, передачу информации на более высокий уровень и документирование. В проектной документации пункта учета должна быть предусмотрена возможность метрологической аттестации узла учета в период плановых остановок.

6. КРАТКОЕ ОПИСАН:IE УСТРОЙСТВА П ТЕХНИЧЕСКИ ХАРАнГЕРНСТНК УЗЛОВ УЧЕТА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЕРЕ1ДЕШОГО ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ

6.1.    Технологический блок первичного преобразователя узла учета должен быть выполнен в виде элемента трубопровода соответствующего диаметра с диафрагмой и фланцевыми соединениями с обеих сторон. Общий вид одного из возможных вариантов узла учета (Технологической части) приведен в приложении I.

6.2.    Для обеспечения работоспособности при низких температурах (до минсу 60°С) может быть использован теплоизоляционный кожух, внутри которого размещен нагреватель электрический взрывозащищенный НЭВ-I, разработанный институтом "ЕНИПИгазпере-работка", а также другие нагреватели во взрывозащищенном исполнении или пароспутники.

6.3.    Для измерения абсолютного давления и перепада давления могут использоваться измерительные преобразователи типа "Сапфир" или другие с аналогичными или лучшими характеристиками.

6.4.    Для измерения температуры используются термометры сопротивления типа ТСП или другие.

Характеристики измерительных преобразователей приведены в приложении 2.

6.5.    Все измерительные средства и комплектующие изделия, входящие в узел учета должны иметь взрывобезопасное исполнение.

6.6.    Блок вторичных преобразователей сигналов представляет набор серийно выпускаемых сублоков для обеспечения работоспособности технологической части узлов. В. качестве вторичных преобразователей могут использоваться блоки типа ETOJ-24, Щ 703-П и другие.

6.7.    Блок вторичных преобразователей сигналов должен устанавливаться во взрывобезопасном помещении и обеспечивать работоспособность узлов учета на расстоянии не более 600 м до технологической части и не более 300 м до вычислительного устройства .

6.8.    Технические характеристики унифицированного рада ти-по-размеров узлов учета УУГ-1 приведены в табл.1.

6.9.    Питание узла учета осуществляется от сети переменного тока 220 ⁺gg) В и частотой 50 lit + I й*.

6.10.    Для коммерческого учета алгоритмы вычисления рас-