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 службами юридических лиц при выпуске из производства или ремонта, при ввозе по импорту и эксплуатации в соответствии с требованиями Правил по метрологии ПР 50.2.006 <2> и других нормативных документов, перечень которых приведен в Приложении 2 настоящих Рекомендаций.
--------------------------------
<2> ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений.
4.3. Периодическую поверку СИ рекомендовано проводить по графикам владельца СИКН, согласованным с руководителем метрологической службы, осуществляющей поверку СИ, с предоставлением копий графиков (или выписок из графиков) принимающей, сдающей сторонам и организации, проводящей техобслуживание. Периодическую поверку СИ рекомендовано проводить не реже:
- весов - 1 раза в год;
- мерников - 1 раза в год;
- мерников с весами, установленных
стационарно и предназначенных для
поверки ПУ - 1 раза в два года;
- стационарных поверочных установок - 1 раза в два года;
- передвижных ПУ - 1 раза в год;
- контрольных ПР - 1 раза в год;
- эталонных ПР - 1 раза в год;
- пикнометров - 1 раза в год;
- эталонных плотномеров - 1 раза в год;
- гирь - 1 раза в год;
- ПР (в т.ч. массомеров), ПП,
преобразователей давления и температуры,
манометров, установленных на ИЛ и в БИК,
вторичной аппаратуры ПР; суммирующих
приборов; СОИ; корректоров вязкости - 1 раза в год;
- стеклянных термометров, установленных
на ИЛ и в БИК - 1 раза в три года;
- преобразователей влагосодержания,
вязкости, серосодержания - 1 раза в год;
- уровнемеров, применяемых в резервной
системе учета нефти - согласно описанию
типа
- СОИ фирмы "Ничимен" (Япония) - 1 раза в пять лет;
- резервуаров (стальных вертикальных,
горизонтальных, железобетонных),
применяемых в резервной системе учета
нефти - 1 раза в пять лет.
Примечание. После каждого капитального ремонта, ремонта, связанного с изменением вместимости, в том числе вследствие его оснащенности (или переоснащенности) дополнительным внутренним оборудованием, резервуар подлежит внеочередной поверке.
В обоснованных случаях изменение межповерочного интервала СИ производят по согласованию с организациями, проводившими испытания данного СИ для целей утверждения типа.
4.4. Расходомеры, установленные в БИК, их ВА, если расходомер применяется в комплекте, перепадомеры и манометры, измеряющие перепад давления на фильтрах, и другие СИ, результаты измерений которых не влияют на погрешность измерения массы нефти, калибруют не реже 1 раза в год.
4.5. Внеочередную поверку СИ, входящих в состав СИКН, рекомендуется проводить в соответствии с требованиями Правил по метрологии ПР 50.2.006, а ПР и поточных ПП - дополнительно в случае получения отрицательных результатов при текущем КМХ.
Внеочередную поверку ПР рекомендуется проводить также:
- при отклонении значений вязкости нефти в условиях эксплуатации от значений, при которых проводилась поверка турбинных ПР, более допускаемых пределов, установленных в описании типа ПР, - при отсутствии в СОИ алгоритма коррекции по вязкости;
- при отклонении значений f / ню (отношения частоты к вязкости) в условиях эксплуатации от значений рабочего диапазона параметров f / ню, при котором проводилась поверка турбинных ПР, если СОИ имеет функцию коррекции по вязкости;
- по требованию стороны, сдающей или принимающей нефть.
4.6. Калибровку СИ, перечисленных в 4.4, проводят метрологической службой владельца СИКН или организации, аккредитованной на право выполнения калибровочных работ.
4.7. МВИ массы разрабатывают и утверждают в соответствии с ГОСТ 8.563 <1> с оформлением свидетельства об аттестации и дальнейшей регистрацией в установленном порядке.
--------------------------------
<1> ГСИ. Методика выполнения измерений.
4.8. Программный комплекс, применяемый в АРМ-оператора, аттестуют соответствующим ГНМЦ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в соответствии с требованиями МИ 2174 <2> и МИ 2676 <3> с оформлением свидетельства о метрологической аттестации.
--------------------------------
<2> ГСИ. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения.
<3> ГСИ. Методика метрологической аттестации алгоритмов и программ обработки данных результатов измерений при определении объема и массы нефти и нефтепродуктов. Общие положения.
V. Определение массы нефти
5.1. Измерение массы нефти косвенным методом динамических измерений
5.1.1. Массу нефти при косвенном методе динамических измерений рекомендуется определять с помощью ПР и поточных ПП. В этом случае массу вычисляет СОИ как произведение соответствующих значений:
- объема и плотности нефти, приведенной к условиям измерения объема, или
- объема и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595.
5.1.2. При определении объема нефти рекомендуется применять преобразователи объемного расхода (турбинные, лопастные, роторные, ультразвуковые и др.), преобразователи давления и температуры, СОИ.
При определении плотности нефти рекомендуется применять поточные ПП, преобразователи давления и температуры, СОИ.
5.1.3. Рекомендуемый состав СИКН косвенным методом динамических измерений приведен в таблице 1.
Таблица 1
-------------------------T--------------------T------------------¬
¦Наименование СИ и обору-¦ Пределы допускаемой¦ Примечание ¦
¦дования, входящих в ¦ погрешности СИ ¦ ¦
¦состав СИКН ¦ ¦ ¦
+------------------------+--------------------+------------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦
+------------------------+--------------------+------------------+
¦ 1. Основные СИ и оборудование, устанавливаемые на ¦
¦ технологической части СИКН ¦
+----------------------------------------------------------------+
¦1.1. Измерительные линии ¦
+------------------------T--------------------T------------------+
¦1.1.1. ПР рабочие, ¦+/- 0,15% <1> ¦ ¦
¦резервный ¦ ¦ ¦
¦1.1.2. ПР контрольный ¦+/- 0,1 <2> ¦При наличии по ¦
¦ ¦ ¦проекту ¦
¦1.1.3. Преобразователи ¦+/- 0,5% <3> ¦ ¦
¦давления ¦ ¦ ¦
¦1.1.4. Преобразователи ¦+/- 2,5 <3> ¦Для контроля за- ¦
¦перепада давления (диф- ¦ ¦грязненности филь-¦
¦манометры) и манометры ¦ ¦тров ¦
¦на фильтрах ¦ ¦ ¦
¦1.1.5. Манометры ¦+/- 0,6% <3> ¦ ¦
¦1.1.6. Преобразователи ¦ ¦ ¦
¦температуры в комплекте ¦+/- 0,2 °С <4> ¦ ¦
¦с термосопротивлениями ¦ ¦ ¦
¦(сенсорами) класса А ¦ ¦ ¦
¦1.1.7. Термометры стек- ¦+/- 0,2 °С <4> ¦Цена деления 0,1 ¦
¦лянные ¦ ¦°С ¦
¦1.1.8. Фильтры ¦ ¦При наличии в со- ¦
¦ ¦ ¦ставе СИКН отдель-¦
¦ ¦ ¦ного блока филь- ¦
¦ ¦ ¦тров фильтр на ИЛ ¦
¦ ¦ ¦не устанавливают ¦
¦1.1.9. Задвижки или ша- ¦ ¦(*) - только та ¦
¦ровые краны (запорная ¦ ¦запорная арматура,¦
¦арматура) электропривод-¦ ¦негерметичность ¦
¦ные, в том числе с га- ¦ ¦которой влияет на ¦
¦рантированным перекры- ¦ ¦достоверность ре- ¦
¦тием потока и оборудо- ¦ ¦зультатов измере- ¦
¦ванные устройствами кон-¦ ¦ний при учетных ¦
¦троля герметичности (*) ¦ ¦операциях, при по-¦
¦ ¦ ¦верках и КМХ ПР. ¦
¦ ¦ ¦На вновь строящих-¦
¦ ¦ ¦ся и реконструиру-¦
¦ ¦ ¦емых СИКН ¦
¦1.1.10. Струевыпрямители¦ ¦При наличии по ¦
¦ ¦ ¦проекту ¦
¦1.1.11. Регулятор расхо-¦ ¦При наличии по ¦
¦да ¦ ¦проекту ¦
¦1.1.12. Пробозаборное ¦ ¦Согласно ГОСТ 2517¦
¦устройство (устанавлива-¦ ¦ ¦
¦ется на коллекторе СИКН)¦ ¦ ¦
¦1.1.13. Регулятор давле-¦ ¦При наличии по ¦
¦ния на выходе СИКН ¦ ¦проекту ¦
+------------------------+--------------------+------------------+
¦1.2. БИК ¦
+------------------------T--------------------T------------------+
¦1.2.1. ПП поточный - ос-¦+/- 0,36 кг/куб. м ¦ ¦
¦новной и резервный ¦<4> ¦ ¦
¦1.2.2. Преобразователь ¦+/- 0,5% <3> ¦ ¦
¦давления ¦ ¦ ¦
¦1.2.3. Манометры ¦+/- 0,6% <3> ¦ ¦
¦1.2.4. Термометры сте- ¦+/- 0,2 °С <4> ¦Цена деления 0,1 ¦
¦клянные ¦ ¦°С ¦
¦1.2.5. Преобразователи ¦+/- 0,2 °С <4> ¦ ¦
¦температуры в комплекте ¦ ¦ ¦
¦с термосопротивлениями ¦ ¦ ¦
¦(сенсорами) класса А ¦ ¦ ¦
¦1.2.6. Расходомер ¦+/- 5,0% <1> ¦ ¦
¦1.2.7. Пробоотборник ав-¦ ¦ ¦
¦томатический (основной и¦ ¦ ¦
¦резервный) с диспергато-¦ ¦ ¦
¦ром ¦ ¦ ¦
¦1.2.8. Регулятор расхода¦ ¦На вновь строящих-¦
¦(**) ¦ ¦ся и реконструиру-¦
¦ ¦ ¦емых СИКН и при ¦
¦ ¦ ¦наличии по проекту¦
¦1.2.9. Циркуляционный ¦ ¦При возможности ¦
¦насос ¦ ¦обеспечения необ- ¦
¦ ¦ ¦ходимого расхода в¦
¦ ¦ ¦БИК допускается ¦
¦ ¦ ¦применение безна- ¦
¦ ¦ ¦сосной схемы ¦
+------------------------+--------------------+------------------+
¦ 2. Основные СИ и оборудование, устанавливаемые вне ¦
¦ технологической части СИКН ¦
+------------------------T--------------------T------------------+
¦2.1. СОИ ¦+/- 0,05% <2> ¦ ¦
¦2.2. Вторичная аппарату-¦+/- 0,05% <2> ¦В случае невоз- ¦
¦ра ПР ¦ ¦можности примене- ¦
¦ ¦ ¦ния ПР без вторич-¦
¦ ¦ ¦ной аппаратуры ¦
¦ ¦ ¦(прибора) ¦
¦2.3. АРМ-оператора ¦ ¦На вновь строящих-¦
¦ ¦ ¦ся и реконструиру-¦
¦ ¦ ¦емых СИКН и при ¦
¦ ¦ ¦наличии по проекту¦
¦2.4. Стационарная пове- ¦I или II разряда ¦На одной площадке ¦
¦рочная установка ¦ ¦с СИКН ¦
+------------------------+--------------------+------------------+
¦ 3. Дополнительные СИ и оборудование ¦
+------------------------T--------------------T------------------+
¦3.1. ПП эталонный стаци-¦+/- 0,1 кг/куб. м ¦При наличии по ¦
¦онарный в БИК ¦<4> ¦проекту ¦
¦3.2. Преобразователь ¦+/- 1,0% <3> ¦При наличии по ¦
¦вязкости в БИК ¦ ¦проекту ¦
¦3.3. Преобразователь ¦+/- 0,1% <4> ¦При наличии по ¦
¦влагосодержания поточный¦ ¦проекту ¦
¦(основной и резервный) ¦ ¦ ¦
¦в БИК ¦ ¦ ¦
¦3.4. Преобразователь се-¦ ¦ ¦
¦росодержания поточный в ¦ ¦ ¦
¦БИК с диапазонами изме- ¦ ¦ ¦
¦рений: ¦ ¦ ¦
¦- (0 - 0,6)% ¦+/- 0,02% <4> ¦При наличии по ¦
¦ ¦ ¦проекту ¦
¦- (0,1 - 1,8)% ¦+/- 0,06% <4> ¦ ¦
¦- (1,8 - 5,0)% ¦+/- 0,18% <4> ¦ ¦
¦3.5. Устройство по кор- ¦+/- 0,05% <2> ¦При наличии по ¦
¦ректировке коэффициента ¦ ¦проекту, для кор- ¦
¦преобразования ПР по ¦ ¦рекции коэффициен-¦
¦расходу или расходу и ¦ ¦та преобразования ¦
¦вязкости ¦ ¦ПР ¦
¦3.6. Суммирующий прибор ¦+/- 0,05% <2> ¦При количестве ра-¦
¦ ¦ ¦бочих измеритель- ¦
¦ ¦ ¦ных линий 2 и бо- ¦
¦ ¦ ¦лее и отсутствии в¦
¦ ¦ ¦СОИ встроенной ¦
¦ ¦ ¦функции суммирова-¦
¦ ¦ ¦ния ¦
¦3.7. Индикатор (датчик) ¦ ¦При наличии по ¦
¦контроля наличия свобод-¦ ¦проекту ¦
¦ного газа ¦ ¦ ¦
¦3.8. Термостатирующий ¦ ¦При наличии по ¦
¦цилиндр в БИК ¦ ¦проекту ¦
¦3.9. Промывочный насос в¦ ¦При наличии по ¦
¦БИК ¦ ¦проекту ¦
¦3.10. Газосигнализатор в¦ ¦ ¦
¦БИК ¦ ¦ ¦
¦3.11. Датчик пожара в ¦ ¦ ¦
¦БИК ¦ ¦ ¦
¦3.12. Вентилятор вытяж- ¦ ¦ ¦
¦ной в БИК ¦ ¦ ¦
¦3.13. Нагреватель элект-¦ ¦ ¦
¦рический с терморегуля- ¦ ¦ ¦
¦тором в БИК ¦ ¦ ¦
L------------------------+--------------------+-------------------
--------------------------------
<1> Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов.
<2> Пределы допускаемой относительной погрешности в точке расхода.
<3> Пределы допускаемой приведенной погрешности.
<4> Пределы допускаемой абсолютной погрешности.
Примечания к таблице 1.
1. На существующих СИКН до их реконструкции допускается применение преобразователей давления с пределами допускаемой приведенной погрешности +/- 0,6%.
2. (**) - при применении частотного регулятора числа оборотов циркуляционного насоса регулятор расхода в БИК не устанавливают.
3. Вместо контрольного ПР может быть установлен ЭПР, если это предусмотрено ТЗ на проектирование СИКН. Также может применяться ЭПР, установленный на мобильной (передвижной) установке. Периодичность поверки ЭПР устанавливается в описании типа (приложение к сертификату на утверждение типа).
5.1.4. На выходе каждой ИЛ, на входе и выходе ПУ устанавливают преобразователь давления и манометр, преобразователь температуры и стеклянный термометр. На выходном коллекторе СИКН - преобразователь давления и манометр.
5.1.5. Рекомендуемые основные требования к СОИ и АРМ-оператора.
5.1.5.1. Перечень функций, выполняемых СОИ:
- вычисление объема нефти при рабочих условиях и приведение к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595, в т.ч. по каждой измерительной линии;
- вычисление текущего значения плотности нефти при температуре и давлении в БИК;
- приведение текущего значения плотности нефти к условиям измерения объема нефти и к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595;
- вычисление массы нефти;
- вычисление средневзвешенного значения плотности нефти при условиях измерения объема за отчетный период (2 часа, смена, сутки) и приведение к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595;
- вычисление средневзвешенных значений температуры и давления для каждой измерительной линии и для СИКН в целом за отчетный период (2 часа, смена, сутки);
- ввод с возможностью изменения предельных значений параметров, указанных в проекте СИКН или в свидетельстве о поверке СИ;
- автоматическая корректировка коэффициента преобразования турбинного ПР от изменения расхода или расхода и вязкости;
- автоматическое (по заданию оперативного персонала с АРМ-оператора) выполнение поверки рабочих ПР без нарушения процесса измерения количества и показателей качества нефти;
- автоматический контроль, индикация, сигнализация и регистрация предельных значений параметров нефти;
- формирование текущих отчетов, актов приема-сдачи, паспортов качества нефти;
- управление пробоотбором;
- контроль метрологических характеристик рабочих ПР по ПУ, эталонному или контрольному ПР;
- замещение поверяемого рабочего ПР контрольным для измерения количества нефти, проходящей через поверяемый ПР во время его поверки;
- сравнение показаний двух одновременно работающих преобразователей плотности и выдача сигнала при превышении установленного предела;
- вычисление массы нетто при вводе с клавиатуры АРМ-оператора значений содержания воды, хлористых солей и мехпримесей, определенных в испытательной лаборатории, в том числе и лабораторными экспресс-анализаторами, или при автоматическом вводе результатов измерений показателей качества поточными преобразователями при их наличии в составе СИКН;
- вычисление массы нефти с вычетом массы воды, содержащейся в нефти и измеренной поточным влагомером, согласно МВИ, разработанной для СИКН;
- индикация и автоматическое обновление на экране монитора текущих значений технологических параметров СИКН и качественных параметров нефти согласно техническому заданию на проектирование или техническому заданию на программное обеспечение СИКН;
- защита от несанкционированного доступа к константам системы, участвующим в вычислении массы нефти, результатов поверки и КМХ ПР;
- формирование журнала аварийных событий, в том числе регистрация изменений констант системы с указанием паролей доступа;
- формирование протоколов поверки рабочих и эталонного ПР, протоколов КМХ рабочих ПР;
- формирование аварийных сигналов при наличии (появлении) свободного газа в нефти, предельных значений содержания воды в нефти, вязкости нефти, расхода по ИЛ и БИК.
5.1.5.2. Конкретный перечень функций, обязательных к реализации в СОИ, определяют в техническом задании на проектирование СИКН или техническом задании на разработку программного обеспечения СОИ.
5.1.5.3. Требования и перечень (объем) технологической и измерительной информаций, отображаемых на мониторе АРМ-оператора, перечень отчетных документов, формируемых в АМР-оператора, определяют в техническом задании на разработку программного обеспечения АРМ-оператора.
5.1.6. Рекомендуемые основные требования к эксплуатации СИКН.
5.1.6.1. ПР поверяют на месте эксплуатации по утвержденным в установленном порядке методикам поверки с помощью ПУ (I или II разряда) или эталонного преобразователя расхода с пределами допускаемой относительной погрешности в точке расхода не более +/- 0,1%. Диапазоны измерений ПУ и ЭПР (куб. м/ч) должны соответствовать проектному рабочему диапазону расходов через ПР.
5.1.6.2. При отключении рабочего и при отсутствии резервного поточного ПП плотность нефти определяют эталонным или лабораторным плотномером или ареометром с учетом систематических погрешностей измерения плотности, установленных в свидетельствах об аттестации соответствующей МВИ плотности по МИ 2153.
5.1.6.3. В процессе эксплуатации СИКН рекомендуется контролировать следующие параметры:
а) Расход нефти через измерительные линии или значение f / ню в зависимости от вида реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР.
Расход нефти или значение f / ню должны находиться в пределах рабочего диапазона расходов или значений f / ню соответственно, указанных в свидетельстве о поверке ПР.
б) Расход нефти через БИК.
Расход нефти через БИК должен обеспечить:
- эксплуатацию поточных преобразователей, установленных в БИК, без отклонения их метрологических характеристик от установленных величин;
- достоверность и представительность отбираемой пробы. Должно обеспечиваться соотношение расходов потока в трубопроводе в месте отбора и в трубопроводе БИК в соответствии с ГОСТ 2517.
Значение расхода нефти через пробозаборное устройство, требуемого для обеспечения достоверности и представительности отбора проб, вычисляют согласно Приложению 3 настоящих Рекомендаций.
Поддержание требуемого расхода обеспечивают регулятором расхода, установленным в БИК, или изменением числа оборотов циркуляционного насоса (при применении частотного регулятора числа оборотов). Значение расхода контролируют расходомером, установленным в БИК.
в) Избыточное давление нефти после ПР.
При эксплуатации обеспечивают режим бескавитационной работы ПР, для чего избыточное давление после ПР устанавливают и поддерживают не менее значения, определяемого по формуле:
Р = 2,06 x Р + 2 x ДЕЛЬТА Р, (1)
н
где:
Р - минимальное значение избыточного давления после ПР, МПа;
Р - давление насыщенных паров, определенное в соответствии с
н
ГОСТ 1756 при максимальной температуре нефти в СИКН, МПа;
ДЕЛЬТА Р - перепад давления на ПР, указанный в техническом
паспорте на данный тип, МПа.
Пример. Исходные данные для расчета:
Р = 500 мм рт. ст. = 0,067 МПа; ДЕЛЬТА Р = 0,05 МПа.
н
Минимальное значение избыточного давления после ПР должно быть
не ниже:
Р = 2,06 x 0,067 + 2 x 0,05 = 0,24 МПа.
г) Перепад давления на фильтрах.
Перепад давления на фильтрах должен быть не более значения,
указанного в паспорте на данный тип фильтра, или не должен
превышать значения 2 ДЕЛЬТА Р , где ДЕЛЬТА Р - перепад давления
ф ф
на фильтре при максимальном расходе, определенный на месте
эксплуатации (на конкретном СИКН) после чистки фильтра.
Чистку фильтров проводят при достижении перепада давления
2 ДЕЛЬТА Р , но не реже одного раза в квартал с оформлением акта.
ф
д) Вязкость нефти.
д1) При отсутствии устройства по корректировке коэффициента преобразования турбинного ПР по вязкости вязкость нефти не должна отличаться от значений, при которых проводилась поверка турбинного ПР, более чем на:
-6
+/- 2 x 10 кв. м/с - для турбинных ПР "Турбоквант",
"Норд-М", Д 40 - 200;
-6 у
+/- 5 x 10 кв. м/с - для турбинных ПР "Ротоквант", Д 400,
у
Д 250, Д 200, Д 150; МИГ Д 40,
у у у у
Д 65, Д 100, Д 150, Смит-150,
у у у
Смит-200;
-6
+/- 10 x 10 кв. м/с - для турбинных ПР МИГ-200, МИГ-250,
МИГ-400, Смит-250.
Для других типов ПР пределы изменения вязкости не должны превышать значений, установленных при проведении испытаний для целей утверждения типа этих ПР.
д2) При наличии устройства или алгоритма корректировки коэффициента преобразования ПР от изменения вязкости значение f / ню должно находиться в пределах рабочего диапазона значений f / ню, указанных в свидетельстве о поверке ПР.
5.1.6.4. Поверку и КМХ рабочих ПР проводят без нарушения учетных операций количества и качества нефти.
5.1.6.5. Учет количества нефти при отказах СИ и оборудования СИКН, повреждении пломб и оттисков клейм и при поступлении на СИКН некондиционной нефти проводят согласно Приложению 4 настоящих Рекомендаций.
5.1.6.6. Для поддержания СИКН в работоспособном состоянии рекомендуется осуществлять комплекс мероприятий и операций.
5.1.7. Основные требования к эксплуатации ПР.
5.1.7.1. При эксплуатации проводят периодические поверки (очередные, при необходимости - внеочередные) и КМХ преобразователей расхода.
5.1.7.2. Во время поверки рабочего ПР измерение количества нефти, проходящей через рабочий ПР во время его поверки, допускается проводить с использованием контрольного ПР.
5.1.7.3. Поверку ПР проводят на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительных линий (струевыпрямителями, если они предусмотрены проектом, прямыми участками) с соблюдением требований методики поверки ПР.
5.1.7.4. Поверку ПР проводят в ручном или автоматическом режиме. Коэффициент(ы) преобразования(й) ПР, определенный(е) при поверке, устанавливают в СОИ вручную или автоматически.
5.1.7.5. В зависимости от способа реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР его коэффициент(ы) преобразования(й) представляют в виде:
- постоянного значения во всем рабочем диапазоне расходов (К ,
д
имп./куб. м);
- постоянных значений коэффициента преобразования в
поддиапазонах расходов (К , имп./куб. м);
дд
- вычисляемых значений коэффициента преобразования в точках
поддиапазона расходов или отношения значения расхода (частоты ПР)
к вязкости (К , имп./куб. м).
вычj
5.1.8. Контроль метрологических характеристик ПР.
5.1.8.1. В межповерочном интервале проводят КМХ рабочих ПР согласно графикам. Порядок разработки, утверждения и согласования графика регламентируется в "Инструкции по эксплуатации СИКН". Графики проведения КМХ разрабатывают с учетом межконтрольного интервала ПР, установленного в соответствии с 5.1.9.
По требованию одной из сторон (сдающей или принимающей) проводят внеочередной КМХ.
При КМХ определяют вязкость нефти поточным вискозиметром, при его отсутствии - в испытательной лаборатории при температуре нефти в ПР (с отклонением +/- 3,0 °С), имеющей место при КМХ. Значение вязкости, измеренное поточным вискозиметром или в испытательной лаборатории, вносят в протокол КМХ.
5.1.8.2. КМХ ПР, находящихся в резерве на момент проведения КМХ остальных ПР, допускается не проводить. КМХ ПР, находящихся в резерве более одного межконтрольного интервала, должен проводиться в течение смены после ввода его в рабочий режим в текущей точке расхода согласно 5.1.8.5, "а".
5.1.8.3. Результаты КМХ рекомендуется оформлять протоколом, автоматически формирующимся в АРМ-оператора (Приложения 5, 6 настоящих Рекомендаций). При отказе АРМ-оператора протоколы оформляют вручную. Протоколы подписывают представители сторон, принимающей и сдающей нефть, и организации, проводящее техническое обслуживание СИКН.
5.1.8.4. При КМХ ПР рекомендуется определять фактическое(ие)
значение(я) коэффициента(ов) преобразования(й) на месте
эксплуатации в рабочем диапазоне расходов (К , К или К ) и
д дд j
относительного(ых) отклонения(й) его (их) значения(й) от
значения(й) коэффициента(ов) преобразования(й), установленного(ых)
во вторичной аппаратуре ПР или СОИ или вычисляемого(ых) СОИ.
5.1.8.5. КМХ ПР рекомендуется проводить по ПУ, контрольному или эталонному ПР в следующем порядке:
а) При любом виде реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР КМХ в текущей (рабочей) точке расхода (или f / ню), имеющего место на момент проведения КМХ. Технологическое подключение контролируемого ПР к ПУ, контрольному или эталонному ПР без вывода контролируемого ПР из режима измерения и изменения значения текущего расхода через него.
Далее, в зависимости от вида реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР, проводят операции в порядке, рекомендуемом ниже.
б) Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ
(ВА) в виде постоянного значения коэффициента преобразования в
рабочем диапазоне расходов (К ), то КМХ ПР проводят при
д
минимальном и максимальном значениях расходов рабочего диапазона,
указанных в свидетельстве о поверке ПР.
в) Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ
(ВА) в виде постоянных значений коэффициентов преобразований в
поддиапазонах расходов (К ), то КМХ ПР проводят в каждом
дд
поддиапазоне расходов в средней точке, кроме поддиапазона согласно
"а" настоящего пункта.
г) Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ
(ВА) в виде ломаной линии, соединяющей значения коэффициентов
преобразования в различных точках диапазона расходов (К ), и СОИ
j
(ВА) имеет функцию коррекции коэффициента в зависимости от
расхода, КМХ проводят в каждом отрезке ломаной линии (поддиапазоне
расходов) в средней точке, кроме поддиапазона согласно "а"
настоящего пункта.
д) Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ в виде полинома второго порядка зависимости К = F(f / ню) и градуировочная характеристика разбита на поддиапазоны, КМХ проводят в каждом поддиапазоне значений f / ню в одной точке, кроме поддиапазона согласно "а" настоящего пункта.
е) Если СОИ автоматически устанавливает коэффициент преобразования ПР, определенный при КМХ, после подтверждения персоналом необходимости установки нового коэффициента, то КМХ проводят только согласно "а" настоящего пункта.
5.1.8.6. Если ПР эксплуатируется при стабильном значении расхода (с отклонением не более +/- 10,0%) в течение двух межконтрольных интервалов подряд (до и после проведения текущего КМХ), по обоюдному согласию сдающей и принимающей сторон, что регламентируют в "Инструкции по эксплуатации СИКН", КМХ допускается проводить только согласно 5.1.8.5, "а".
5.1.8.7. В случае несоблюдения условия 5.1.8.6 или эксплуатации ПР в различных поддиапазонах расходов в течение двух межконтрольных интервалов подряд (до и после проведения текущего КМХ) КМХ проводят согласно 5.1.8.5, "а", "б", "в", "г", "д".
Примечание. КМХ ПР согласно 5.1.8.5, "в", "г", "д", допускается проводить только в тех поддиапазонах расходов, в которых эксплуатируется ПР в течение двух межконтрольных интервалов подряд (до и после текущего КМХ).
5.1.8.8. Определение коэффициента преобразования ПР в каждой контролируемой точке расхода проводят в соответствии с требованиями методики поверки ПР. В каждой точке расхода проводят не менее 3-х измерений. Значение коэффициента преобразования вычисляют до пяти значащих цифр.
5.1.8.9. С целью уменьшения интенсивности эксплуатации ПУ
допускается проводить КМХ рабочих ПР по контрольному,
предварительно определив отклонение его коэффициентов
преобразования в каждой точке расхода (К ) от значений, полученных
j
при поверке. При этом должны соблюдаться условия:
- среднеквадратичное отклонение результатов 5-ти
последовательных измерений должно быть не более 0,02%;
- отклонение значений К , полученных при КМХ, от значений,
j
установленных в свидетельстве о поверке, не должно превышать +/-
0,1%.
В случае невыполнения перечисленных условий КМХ ПР по контрольному ПР не проводят.
5.1.8.10. Для СИКН с количеством измерительных линий 3 и более КМХ рабочих ПР проводят только по ПУ или эталонному ПР.
5.1.8.11. Порядок и методику КМХ рабочих ПР по контрольному ПР в случае отсутствия (отказа) на СИКН ПУ (или ЭПР) или по другим причинам, не позволяющим выполнение операций 5.1.8.9, регламентируют в "Инструкции по эксплуатации СИКН".
5.1.8.12. Относительное(ые) отклонение(я) коэффициента(ов) преобразования(й) ПР, полученного(ых) при КМХ, от установленного(ых) или вычисляемых в СОИ значений коэффициентов вычисляют по формулам:
а) Для случая 5.1.8.5, "а":
К - К
тек уст
дельта = ----------- x 100%, (2)
тчк К
уст
где:
дельта - значение относительного отклонения, полученное при
тчк
проведении КМХ в текущей (рабочей) точке расхода, %;
К - значение коэффициента преобразования, полученное при
тек
проведении КМХ в текущей (рабочей) точке расхода, имп./куб. м;
К - значение коэффициента преобразования, установленное в
уст
СОИ (или ВА) согласно свидетельству о поверке ПР или вычисляемое
СОИ, имп./куб. м.
В зависимости от вида реализации в СОИ (или в ВА)
градуировочной характеристики ПР в формуле (2) значение К
уст
принимают равным:
- К , если градуировочная характеристика ПР в СОИ (или в ВА)
Д
реализована согласно 5.1.8.5, "б";
- К , если градуировочная характеристика ПР в СОИ (или в ВА)
jДД
реализована согласно 5.1.8.5, "в", где j - поддиапазон расходов,
в котором находится текущая (рабочая) точка расхода при КМХ;
- К (значение коэффициента преобразования ПР, вычисленное
вычj
СОИ), если градуировочная характеристика ПР в СОИ реализована
согласно 5.1.8.5, "г" и "д".
б) Для случая 5.1.8.5, "б":
К - К
(мин,макс) Д
дельта = ---------------- x 100%, (3)
Д К
Д
где:
дельта - значения относительных отклонений, полученные при
Д
КМХ на минимальном и максимальном значениях расхода рабочего
диапазона соответственно, %;
К - значения коэффициентов преобразования ПР,
(мин,макс)
полученные при КМХ на минимальном и максимальном значениях расхода
рабочего диапазона соответственно, имп./куб. м;
К - постоянное значение коэффициента преобразования,
Д
установленное в СОИ (или ВА) согласно свидетельству о проверке ПР,
имп./куб. м.
Примечание. По формуле (3) дельта вычисляют для значений
Д
К и К соответственно.
мин макс
в) Для случая 5.1.8.5, "в":
К - К
k kДД
дельта = --------- x 100%, (4)
kДД К
kДД
где:
дельта - значение относительного отклонения, полученное при
kДД
при КМХ в контролируемой точке k-го поддиапазона расходов, %;
К - значение коэффициента преобразования ПР, определенное при
k
КМХ в контролируемой точке k-го поддиапазона расходов, имп./куб.
м;
К - постоянное значение коэффициента преобразования k-го
kДД
поддиапазона расходов, установленное в СОИ (или ВА) согласно
свидетельству о поверке ПР, имп./куб. м.
г) Для случая 5.1.8.5, "г":
выч
К - К
kотр kотр
дельта = ------------- x 100%, (5)
kотр выч
К
kотр
где:
дельта - значение относительного отклонения, полученное
kотр
при КМХ в контролируемой точке k-го отрезка ломаной линии (k-го
поддиапазона расходов), %;
К - значение коэффициента преобразования, определенное при
kотр
КМХ в контролируемой точке k-го отрезка ломаной линии (k-го
поддиапазона расходов), имп./куб. м;
выч
К - значение коэффициента преобразования в k-м отрезке
kотр
ломаной линии (k-м поддиапазоне расходов), вычисленное СОИ для
контролируемой точки расхода, имп./куб. м.
д) Для случая 5.1.8.5, "д":
выч
К - К
k kпол
дельта = ---------- x 100%, (6)
kпол выч
К
kпол
где:
дельта - значение относительного отклонения, полученное
kпол
при КМХ в контролируемой точке k-го участка полинома (k-го
поддиапазона расходов), %;
К - значение коэффициента преобразования, определенное при
k
КМХ в контролируемой точке k-го участка полинома (k-го
поддиапазона расходов), имп./куб. м;
выч
К - значение коэффициента преобразования в k-м участке
kпол
полинома (k-м поддиапазоне расходов), вычисленное СОИ для
контролируемой точки расхода, имп./куб. м.
е) Для случая 5.1.8.5, "е":
К - К
j вычj
дельта = ---------- x 100%, (7)
j К
вычj
где:
дельта - значение относительного отклонения, полученное при
j
КМХ в j-й точке расхода, %;
К - коэффициент преобразования в j-й точке расхода,
j
определенный при КМХ, имп./куб. м;
К - коэффициент преобразования, вычисленный СОИ для j-й
вычj
точки расхода, имп./куб. м.
5.1.8.13. В формулах с (2) по (7) значения коэффициентов
преобразований, определяемых при КМХ, принимают равными
среднеарифметическим значениям коэффициентов преобразований n-го
количества измерений в каждой точке (j-й) расхода (К ),
срj
вычисляемых по формуле:
n
j
SUM К
i=1 ij
К = -------, (8)
срj n
j
где:
К - значение коэффициента преобразования ПР при КМХ,
ij
определенное при i-м измерении в каждой точке (j-й) расхода,
имп./куб. м;
n - количество измерений в каждой точке (j-й) расхода.
5.1.8.14. Абсолютные значения относительных отклонений коэффициентов преобразований, определенные по формулам (2), (3), (4), (5), (6) и (7), не должны превышать 0,15%.
5.1.8.15. Если отклонение коэффициента преобразования превышает допустимый предел, при участии всех заинтересованных сторон выясняют причину, принимают меры по их устранению (исключая демонтаж и разборку ПР, могущую повлечь за собой изменение коэффициента преобразования ПР) и проводят повторный КМХ.
5.1.8.16. При получении отрицательных результатов повторного контроля ПР демонтируют, проводят ревизию (при необходимости ремонт) и внеочередную поверку. Порядок выявления причин отрицательных результатов КМХ излагают в "Инструкции по эксплуатации СИКН".
5.1.8.17. В случае положительных результатов контроля ПР выводят из работы и включают в работу не менее чем через час. После включения в работу начинают отсчет следующего межконтрольного интервала.
Примечание. Условие согласно 5.1.8.17 - только для СИКН, эксплуатирующихся в непрерывном режиме.
5.1.9. Установление межконтрольного интервала ПР.
5.1.9.1. Для вновь построенной СИКН и после реконструкции СИКН с заменой ПР до ввода СИКН в промышленную эксплуатацию (в период опытно-промышленной эксплуатации) определяют межконтрольный интервал проведения КМХ ПР.
Межконтрольный интервал определяют также после текущего и капитального ремонта ПР.
5.1.9.2. Установление межконтрольного интервала рекомендуется выполнять организации, проводящей техническое обслуживание СИКН, совместно с представителями сдающей и принимающей сторон.
5.1.9.3. Согласно методике поверки ПР и с учетом реализации в СОИ (или в ВА) градуировочной характеристики ПР определяют его коэффициент(ы) преобразования(й), устанавливают его (их) в СОИ (или в ВА) и включают ПР в режим непрерывной работы.
5.1.9.4. При непрерывной работе ПР в течение 30-ти суток (не менее) с интервалом 5 суток рекомендуется проводить определение его коэффициента преобразования, вычислять относительное отклонение полученного коэффициента преобразования от значения, установленного в СОИ (или в ВА), согласно 5.1.9.3.
Примечания. 1. Подключение ПР к ПУ или к ЭПР производят без изменения значения расхода нефти через ПР.
2. Определение коэффициента преобразования ПР проводят в одной точке (при текущем расходе) с использованием ПУ или ЭПР.
5.1.9.5. Относительное отклонение коэффициента преобразования вычисляют для точки текущего расхода согласно 5.1.8.12 в зависимости от вида реализации в СОИ (ВА) градуировочной характеристики ПР.
5.1.9.6. При выявлении превышения отклонения коэффициента преобразования ПР от значения, установленного 5.1.8.14, в течение интервала времени менее 30-ти суток дальнейшие испытания рекомендуется прекратить и для ПР установить межконтрольный интервал.
Пример. Если через 15 суток отклонение значения коэффициента преобразования не превысило допускаемые пределы, а в 20-е сутки превысило, межконтрольный интервал устанавливают 15 суток.
5.1.9.7. В случае отсутствия превышения отклонения коэффициента преобразования ПР значения, установленного в 5.1.8.14, в течение 30 суток и более дальнейшие испытания рекомендуется также прекратить, межконтрольный интервал установить 30 суток.
5.1.9.8. Межконтрольный интервал (интервал стабильной работы) в зависимости от интенсивности эксплуатации ПР рекомендуется установить либо в часах наработки, либо в календарном времени (сутки).
5.1.9.9. Установление межконтрольного интервала представители сторон согласно 5.1.9.2 оформляют трехсторонним актом, величину межконтрольного интервала вносят в формуляр СИКН.
5.1.9.10. Допускается установление межконтрольного интервала проводить по другим методикам, утвержденным сдающей и принимающей нефть сторонами и согласованным региональными органами Агентства технического регулирования и метрологии.
5.1.9.11. При эксплуатации ПР в течение одного календарного года и более без текущего или капитального ремонта и при изменении физико-химических параметров нефти по согласию сдающей и принимающей сторон допускается устанавливать новый межконтрольный интервал после повторного выполнения операций, изложенных в 5.1.9.3 - 5.1.9.9.
5.1.10. Основные требования к поверке и градуировке поточных ПП.
5.1.10.1. Поверку поточных ПП проводят по измерительному комплекту металлических напорных пикнометров или по эталонному плотномеру.
5.1.10.2. Поверку поточных ПП рекомендуется проводить одним из нижеследующих методов:
а) без демонтажа на месте их эксплуатации в рабочих условиях;
б) с демонтажем на поверочной установке с использованием рабочей жидкости (нефти) и созданием рабочих условий, идентичных условиям эксплуатации поточных ПП в БИК;
в) с демонтажем на поверочном стенде.
5.1.10.3. Поверочный стенд - стенд, позволяющий проводить поверки ПП на жидкостях с разными значениями плотности и при разных значениях давления, оснащенный эталонным плотномером или измерительным комплектом металлических напорных пикнометров.
5.1.10.4. Основной метод поверки поточных ПП - на месте эксплуатации в рабочих условиях.
5.1.10.5. Поверку ПП проводят по методикам поверки, утвержденным и зарегистрированным в установленном порядке.
5.1.10.6. После поверки (очередной или внеочередной) на поверочном стенде или на поверочной установке перед установкой ПП на место эксплуатации проводят контроль его работоспособности по воздушной точке в присутствии представителей сдающей и принимающей сторон.
Для этого в БИК или другом приспособленном помещении подают на ПП питание, подключают его к измерительной линии плотности и проводят отсчет выходного сигнала. Температура окружающего воздуха в БИК или в помещении должна быть (20 +/- 5) °С.
5.1.10.7. При контроле согласно 5.1.10.6 период колебаний выходного сигнала ПП должен соответствовать значению, указанному в сертификате фирмы-изготовителя, с отклонением не более:
+/- 0,2 мкс для ПП "Solartron" NT 1762;
+/- 0,06 мкс для ПП "Solartron" 7830, 7835; "Sorasota" FD 950, 960.
5.1.10.8. Градуировку ПП рекомендуется проводить в случаях, если:
а) отклонение периода колебаний выходного сигнала превышает пределы, указанные в 5.1.10.7;
б) при поверке пределы допускаемой погрешности ПП превышают установленные значения.
5.1.10.9. Градуировку поточных ПП проводят на поверочном стенде, поверочной установке или на рабочем месте по действующим методикам с последующей поверкой в установленном порядке.
5.1.11. Контроль метрологических характеристик поточных ПП.
5.1.11.1. Контроль МХ поточных ПП рекомендуется проводить не реже одного раза в 10 дней одним из способов, изложенных ниже. Результаты контроля метрологических характеристик оформляют протоколом контроля МХ ПП, который формируется в АРМ-оператора (Приложения 7, 8, 9, 10, 11 настоящих Рекомендаций).
При отсутствии или отказе АРМ-оператора протокол следует оформлять вручную.
5.1.11.2. При контроле сравнивают результаты измерений ПП с результатами измерений плотности эталонным плотномером или перенос

<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