Q/SY 05038.3-2018 油气管道仪表检测及自动化控制技术规范 第3部分：计量及分析系统

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/sY05038.3—2018
油气管道仪表检测及自动化控制技术规范第3部分：计量及分析系统
Specification for instrumentation and automatic control of oil and gas pipelines-Part 3:Metering and analyzing systems
2018一12一25发布2019一02-01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
Q/SY05038的本部分规定了油气管道工程贸易交接计量系统包括流量计量系统及在线分析系统的工程设计、施工验收及运行维护等方面的技术要求。
本部分适用于陆上油气管道工程项目中原油、成品油，天然气、煤层气及煤制气的交接计量。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T1885石油计量表
GBT4756石油液体手工取样法
GBT9109.1石油和液体石油产品动态计量第1部分：一般原则
GBT91092石油和液体石油产品动态计量第2部分：流量计安装技术要求
GB/T9109.3石油和液体石油产品动态计量第3部分：体积管安装技术要求
GB/T9109.5石油和液体石油产品动态计量第5部分：油量计算
GBT13927工业阀门压力试验
GBT17287液态经动态测量体积计量系统的统计控制
GB/T17288液态经体积测量容积式流量计计量系统
GB/T17291石油液体和气体计量的标准参比条件
GBT17746石油液体和气体动态测量电和（或）电子脉冲数据电缆传输的保真度和可靠度
GB/T17747天然气压缩因子的计算
GBT18603天然气计量系统技术要求
GBT18604用气体超声流量计测量天然气流量
GB/T21391用气体涡轮流量计测量天然气流量
GB/T21446用标准孔板流量计测量天然气流量
GBT22634天然气水含量与水露点之问的换算
GBT27867石油液体管线自动取样法
SYT0043油气田地面管线和设备涂色规范
SYT5398石油天然气交接计量站计量器具配备规范
SYT6659用科里奥利质量流量计测量天然气流量
SYT6682用科里奥利质量流量计测量液态烃流量
QSY05038.2一2018油气管道仪表检测及自动化控制技术规范第2部分：检测与控制仪表
IEC6O7S1工业铂电阻温度计和铂温度级感器(Industrial platinum resistance thermometers andplatinum temperature sensors)
ISOI2213天然气压缩因子的计算(Natural gas-Calculation of compression factor)
API6D管线和管道阀门规范(Specification for pipeline and piping valves)
ASME PTC I9.3混度计插f孔测试规范(Thermowells performance test codes)
AGA NO.8天然气和其他相关碳氢被体的压箱因数(Compressiblity factor of natural gas and other related hydrocarbon gases）
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
31
计量系统metering system
用于实现专门计量的全套计量仅表和其他设备。
3.2
流量计算机fow computer
计算和指示标准参比条件下的流量等参数的装置。
3.3
检定verification
依据有关计量器具的检定规程，查明和确认计量器具是否符合法定要求的程序。它包括检查、加标记和（或）出具检定证书。
3.4
校准calibration
在规定条件下，为确定别量仅器或测量系统所指示的量值，与对应的由标准所复现的量值，之间的一组操作。
3.5
实流检定或校准real-Hlow verification or calibration
在检定过程中让介质或相近介质流过被检流量仪表，并以流量标准装置或标准器具确定的标准流量为依据，评定流量仪表的准确度、稳定度等计量性能，或对流量仪表进行校准或定度，并确定其是否合格。
4计量系统
4.1基本原则
4.1.1原油、成品油、天然气、煤层气、煤制气交接计量站应由供方管理。交接计量方式由供方根烟需要选择确定，应配备满足要求的设备和仪器，计量器具操作和质量检验由供方负责，需方监护，计量数据共享。
4.1.2计量站的建设应根据交接量的规模确定计量站的类型和计量设施的配置。站岸建设及计量系统配备执行SYT5398,天然气计量系统配备还应执行GB/T18603。
4.1.3应根据现场条件和环境条件选择计量系统方案，应符合流量计安装、使用，操作和运行要求，满足计量及器具检定的需要。
4.1.4计量系统选用的计量器具应具备国家技术监督部门颁发的计量器具型式批准证书。
4.1.5计量系绕所配置的计量仪表在安装前要进行检验，投运前应检定（校准）合格，在使用过程中需要进行周期检定。

4.1.6在原油、成品油、天然气交接计量时应使用GBT17291要求的标准参比条件。标准琴比条件混度为20℃，压力为101325kPa,气体应为干基，也可采用双方所签订合同中规定的参比条件。计量系统的设计参数或显示输出的变量，均应采用国家法定计量单位。
4.1.7计量系统的设计应考虑备用回路。流量计测量管路不应设旁通支路。
4.1.8设置移动式检定装置在线检定的站场，进出站的道路设计应满足移动式流量检定装置的转弯半径和载重对道路的要求，并应符合安全距离和消防通道的要求。在检定口附近应设置仪表接线箱，用于移动式检定车接收被检流量计的相关测量信号，设置电力接线箱，用于移动式检定车的配电。
4.1.9计量系统检测仪表、流量计算机、分析攸表的供电应采用不问断电源，后备时问宜为30mn。流量计、变送器供电电源宜采用24V(DC)。
4.1.10电子数据电缆传输对于流量计数据采用脉冲方式传输时，脉冲数据传输系统的保真度和可靠度应达到GBTI7746要求的可靠度B级，
4.2输油管道计量系统
4.2.1计量系统组成
4.2.1.1输油管道计量系统应由流量计量系统和检定系统组成。
4.2.1.2流量计量仪表应由流量计、流量计算机、沮度变送器、压力变送器、压力表、温度计、密度计、流动调整器和流量调节阀等组成。
4.2.1.3工艺系统应由前，后汇管和井联的流量计测量管路组成，每条流量计测量管路应包括截断阀，过滤器/消气器、流量计前、后直管段（质量流量计除外）和双碳断排放阀等。
4.2.1.4流量计算机应采集流量、温度、压力、密度和含水量等信号，计算处理后上传至站控系统，由站控系统将相关计量数据、控制数据和状态参数上传至调控中心或业主指定区域中心。具体数据需求参见附录A输油管道计量系统数据需求表。
4.2.1.5检定系统应包括体积管、水标系统和配套的仪表。如采用移动式体积管，应设计在线检定接口。
4.21.6流量计数据采用通信方式传输时，现场累计单元应能独立工作，通信中断时不应丢失计量数据。
4.2.1.7计量系统的上、下游汇管和各支路内整体流速不应高于3ms。
4.2.2设计条件
输油计量系统应依据以下各参数的最大值，最小值和常用量进行设计：
a)体积流量或质量流量。
b)设计压力和操作压力。
c)工作温度。
d)介质的密度、含水率、黏度、蒸气压、硫含量、机械杂质含量、含蜡量、氯盐含量和润滑性等。
e)年降水量、环境温度、相对湿度等环境参数。

投稿会员：2Ru1