ПРИКАЗ Минпромэнерго РФ от 31.03.2005 n 69 ОБ УТВЕРЖДЕНИИ И ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МАССЫ НЕФТИ ПРИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ


МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПРИКАЗ
от 31 марта 2005 г. N 69
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ И ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ РЕКОМЕНДАЦИЙ
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МАССЫ НЕФТИ ПРИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ
С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА
И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ
В соответствии с Положением о Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 16 июня 2004 г. N 284, в целях упорядочения требований к системам измерений количества и показателей качества нефти, порядка определения массы нефти при учетных операциях приказываю:
1. Утвердить прилагаемые Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти и ввести их в действие с 1 апреля 2005 года.
2. Признать не действующим с 1 апреля 2005 г. руководящий документ 153-39.4-042-99 "Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти", утвержденный Приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 14 апреля 2000 г. N 113.
Министр
В.Б.ХРИСТЕНКО


Утверждены
Приказом Минпромэнерго России
от 31 марта 2005 г. N 69
РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МАССЫ НЕФТИ ПРИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ
С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ
КАЧЕСТВА НЕФТИ
I. Область применения
1.1. Настоящие Рекомендации определяют требования к системам измерения количества и показателей качества нефти и порядок определения при учетных операциях массы нефти прямым и косвенным методами динамических измерений с нормированными значениями погрешности согласно ГОСТ Р 8.595 <1> .
--------------------------------
<1> ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
1.2. Рекомендации могут быть применимы предприятиями различных форм собственности, осуществляющими учетные операции с применением систем измерения количества и показателей качества нефти, принятых в промышленную эксплуатацию в установленном порядке.
1.3. Положения Рекомендаций могут быть учтены при разработке методик выполнения измерений (МВИ) массы нефти и инструкций по эксплуатации систем измерения количества и показателей качества нефти (СИКН).
II. Термины и определения, принятые сокращения
2.1. В настоящем документе применены следующие термины и соответствующие им определения:
2.1.1. Система измерений количества и показателей качества нефти - совокупность функционально объединенных измерительных преобразователей, измерительных показывающих приборов, системы обработки информации, технологического оборудования, предназначенная для:
- измерения массы брутто нефти методом прямых или косвенных динамических измерений;
- измерения технологических и качественных параметров нефти;
- отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.
2.1.1.1. Измерительный преобразователь - техническое средство с нормативными метрологическими характеристиками, служащее для преобразования измеряемой величины в электрический измерительный сигнал, удобный для обработки, хранения и дальнейшего преобразования системой обработки информации. В составе СИКН: преобразователи расхода (объемного и массового), преобразователи плотности, преобразователи влагосодержания, преобразователи вязкости, преобразователи температуры, преобразователи давления.
2.1.1.2. Измерительный прибор показывающий - средство измерения, предназначенное для получения и индикации непосредственно на месте измерения значения измеряемой величины в установленном диапазоне. В составе СИКН: манометры, термометры стеклянные.
2.1.1.3. Система обработки информации - вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах нефти, измеренных первичными измерительными преобразователями, и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.
2.1.1.4. Технологическое оборудование - запорная и регулирующая арматура, трубопроводы, фильтры, струевыпрямители и прямолинейные участки, циркуляционный насос, автоматический и ручной пробоотборники, пробозаборное устройство, дренажные емкости, промывочный насос с соответствующей технологической обвязкой и др.
2.1.2. Автоматизированное рабочее место оператора - персональный компьютер с соответствующим программным обеспечением в комплекте с монитором, клавиатурой и принтером, предназначенный для отображения мнемосхемы СИКН, текущих технологических и качественных параметров нефти, измеренных и вычисленных системой обработки информации, формирования отчетных документов и вывода их на печать.
2.1.3. Измерительная линия - часть конструкции системы измерений количества и показателей качества нефти, состоящая из преобразователей расхода в комплекте со струевыпрямителями или прямолинейными участками трубопроводов, оснащенными устройством отбора давления и карманом для термометра, преобразователями температуры и давления, манометром и термометром, задвижками и фильтром.
2.1.4. Измерительная линия рабочая - измерительная линия, находящаяся в работе при нормальном режиме эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти.
2.1.5. Измерительная линия контрольная - измерительная линия, применяемая для контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода и (или) для измерения количества нефти, протекающего через рабочую измерительную линию при проверке преобразователя расхода, установленного на этой линии.
2.1.6. Измерительная линия резервная - измерительная линия, находящаяся в ненагруженном резерве, которая в любой момент времени может быть включена в работу.
2.1.7. Диапазон расходов и вязкости нефти рабочий - область значений расходов и вязкости, в которой эксплуатируются преобразователи расхода и нормированы их метрологические характеристики.
2.1.8. Контроль метрологических характеристик - определение отклонения метрологических характеристик средств измерений в межповерочном интервале от действительных значений, определенных при последней поверке, и установление пригодности средств измерений к дальнейшей эксплуатации.
2.1.9. Межконтрольный интервал - промежуток времени между двумя очередными актами контроля, проводимого для выявления отклонения метрологических характеристик средств измерений от значений, определенных при поверке.
2.1.10. Учетные операции - операции, проводимые сдающей и принимающей нефть сторонами, для определения массы брутто и массы нетто нефти для последующих расчетов, а также операции, проводимые при инвентаризации нефти и арбитраже.
2.1.11. Резервная схема учета - система, применяемая для измерения массы нефти при отказе основной схемы - системы измерения количества и показателей качества нефти. В качестве резервной схемы учета используют:
- другую (вторую) систему измерения количества и показателей качества нефти, реализующую метод динамических измерений массы и расположенную на одной площадке с основной схемой;
- технические средства, реализующие метод статических измерений массы: резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов, оснащенные уровнемерами (или применяют рулетки), преобразователями плотности (или применяют ареометры), преобразователями температуры (или применяют термометры), автоматическими пробоотборниками (или применяют ручной пробоотборник).
2.1.12. Масса брутто нефти - общая масса нефти, включающая массу балласта.
2.1.13. Масса балласта - общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
2.1.14. Масса нетто нефти - разность массы брутто нефти и массы балласта.
2.2. В настоящих Рекомендациях приняты следующие сокращения:
- АРМ-оператора - автоматизированное рабочее место оператора;
- БИК - блок измерения показателей качества нефти;
- ВА - вторичная аппаратура;
- ИЛ - измерительная линия;
- КМХ - контроль метрологических характеристик;
- МВИ - методика выполнения измерений;
- МХ - метрологические характеристики;
- ПП - преобразователь плотности;
- ПР - преобразователь расхода;
- ПСП - приемо-сдаточный пункт;
- ПУ <*> - поверочная установка;
- СИ - средство измерения;
- СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;
- СОИ - система обработки информации;
- ТЗ - техническое задание;
- ЭПР - эталонный преобразователь расхода.
--------------------------------
<*> В качестве ПУ применяют стационарную или передвижную турбопоршневую поверочную установку, компакт-прувер, массомерную установку или другую установку с пределами допускаемой относительной погрешности согласно ГОСТ 8.510 <1>.
--------------------------------
<1> ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
III. Общие положения
3.1. Массу нефти вычисляют в соответствии с МВИ массы, разработанной для конкретной СИКН. МВИ массы нефти разрабатывают в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.595.
3.2. В качестве основной схемы измерения массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений с использованием преобразователей объемного расхода, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры и давления или прямой метод динамических измерений с использованием массомеров.
В качестве резервной схемы измерения массы допускается применять косвенный метод статических измерений (до строительства основной схемы измерения в сроки, согласованные сторонами, или на период устранения отказа существующей основной схемы), а также косвенный метод динамических измерений с пределами допускаемой относительной погрешности измерений, не превышающими значений, установленных ГОСТ Р 8.595.
3.3. Пределы допускаемой относительной погрешности методов измерений массы нефти должны соответствовать ГОСТ Р 8.595.
3.4. Приемо-сдаточные и периодические испытания (определение показателей) нефти проводят в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858 <2>.
--------------------------------
<2> Нефть. Общие технические условия.
Определение показателей, составляющих балласт нефти, - содержание воды, хлористых солей и механических примесей проводят по ГОСТ 2477 <1>, ГОСТ 21534 <2> и ГОСТ 6370 <3> соответственно.
--------------------------------
<1> Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.
<2> Нефть. Методы определения содержания хлористых солей.
<3> Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей.
Допускается определение показателей, составляющих балласт нефти, проводить анализаторами, имеющими сертификат Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Госстандарта РФ) об утверждении типа, и при наличии соответствующих МВИ, аттестованных в установленном порядке.
Отбор проб нефти производят по ГОСТ 2517 <4>.
--------------------------------
<4> Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.
Испытания нефти представители сдающей и принимающей сторон проводят совместно в испытательной лаборатории, аккредитованной в установленном порядке.
3.5. Нефть при приеме и сдаче должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 51858.
3.6. Техническое состояние и метрологическое обеспечение СИКН обеспечивает владелец СИКН. Взаимоотношения между сдающей и принимающей сторонами, между владельцем СИКН и организацией, проводящей техническое обслуживание СИКН, определяются договорами, "Инструкцией по эксплуатации СИКН", РД 39-109 <5> и настоящими Рекомендациями.
--------------------------------
<5> Положение о системе технического обслуживания и ремонта узлов учета нефти и поверочных установок.
3.7. На основании настоящих Рекомендаций и инструкций по эксплуатации средств измерений, технологического и вспомогательного оборудования на каждую СИКН владелец разрабатывает "Инструкцию по эксплуатации СИКН", учитывающую конкретные условия эксплуатации, типовая форма которой рекомендована в Приложении 1 настоящих Рекомендаций. Инструкцию утверждают стороны, сдающая и принимающая нефть, и согласовывает организация, проводящая техническое обслуживание СИКН.
Пересмотр "Инструкции по эксплуатации СИКН" производят через каждые 5 лет. В течение срока действия в Инструкцию допускается вносить изменения и дополнения, согласованные сторонами, утвердившими Инструкцию.
3.8. Состав СИКН, технические и метрологические характеристики СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, должны соответствовать проекту, разработанному на основании требований: технического задания на проектирование, МИ 2825 <6>, ГОСТ Р 8.595, настоящих Рекомендаций, других нормативных документов (в том числе вновь принятых после ввода в действие настоящих Рекомендаций), требования которых распространяются на СИКН в процессе их проектирования.
--------------------------------
<6> ГСИ. Рекомендация. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию.
3.9. Находящиеся в эксплуатации СИКН приводят в соответствие требованиям вновь введенных в действие нормативных и методических документов (требования которых распространяются на СИКН) в сроки, определенные мероприятиями, разработанными и утвержденными владельцем СИКН и согласованными другой (сдающей или принимающей) стороной.
3.10. Проект должен иметь положительное заключение о метрологической экспертизе соответствующего ГНМЦ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, аккредитованного на право выполнения указанной работы.
IV. Обеспечение единства измерений
4.1. Вновь вводимые в эксплуатацию (выпускаемые) СИКН согласно порядку, предусмотренному МИ 2773 <7>, в целом подлежат испытаниям с целью утверждения типа и внесению в Государственный реестр СИ в соответствии с ПР 50.2.009 <1>. Испытания и первичную поверку СИКН в целом при вводе ее в эксплуатацию проводит Государственный центр испытаний Агентства технического регулирования и метрологии средств измерений, аккредитованный в установленном порядке. В дальнейшем СИКН в целом подлежит периодической поверке в установленном законодательством Российской Федерации порядке.
--------------------------------
<7> ГСИ. Порядок метрологического и технического обеспечения ввода в промышленную эксплуатацию систем измерений количества и показателей качества нефти.
<1> Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений.
4.2. СИ подлежат первичной и периодической поверкам в установленном законодательством Российской Федерации порядке органами Государственной метрологической службы или аккредитованными метрологическими

<ПИСЬМО> ПФ РФ от 31.03.2005 n ЛЧ-25-26/3195 ОБ ИЗМЕНЕНИИ НАИМЕНОВАНИЯ И НАРИЦАТЕЛЬНОЙ СТОИМОСТИ ДЕНЕЖНЫХ ЕДИНИЦ ГОСУДАРСТВ - БЫВШИХ РЕСПУБЛИК СССР (вместе с <ПИСЬМОМ> ЦБ РФ от 14.03.2005 n 29-5-1-3/756)  »
Постановления и Указы »
Читайте также