ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МАССЫ НЕФТИ ПРИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ. РД 153-39.4-042-99 (утв. Приказом Минтопэнерго РФ от 14.04.2000 n 113)


Утверждаю
Заместитель Министра
топлива и энергетики
Российской Федерации
В.С.СТАНЕВ
14 апреля 2000 года
Согласовано
Начальник Управления
развития систем
магистральных трубопроводов
Минтопэнерго России
В.А.ВОРОБЬЕВ
12 апреля 2000 года
Заместитель Директора
по научной работе ГНМЦ ВНИИР
М.С.НЕМИРОВ
6 апреля 2000 года
И.о. Начальника Управления
научно - технического
прогресса Минтопэнерго России
П.П.БЕЗРУКИХ
13 апреля 2000 года
Главный метролог
Минтопэнерго России
Р.Н.ПОСПЕЛОВ
12 апреля 2000 года
Директор Института проблем
транспорта энергоресурсов
А.Г.ГУМЕРОВ
Дата введения -
1 июня 2000 года
ИНСТРУКЦИЯ
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МАССЫ НЕФТИ ПРИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ
С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА
И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ
РД 153-39.4-042-99
Предисловие
Разработан Межрегиональным акционерным обществом "Нефтеавтоматика", Уфимским инженерно - метрологическим центром АО "Нефтеавтоматика", Государственным научным метрологическим центром, Всероссийским научно - исследовательским институтом расходометрии (ГНМЦ ВНИИР).
Внесен Управлением научно - технического прогресса Министерства топлива и энергетики Российской Федерации.
Принят и введен в действие Приказом Министра топлива и энергетики Российской Федерации от 14 апреля 2000 г. N 113 взамен руководящего документа "Временная инструкция по определению массы нефти при учетно - расчетных операциях с применением узлов учета нефти", Уфа, 1989 г.
1. Область применения
1.1. Настоящий руководящий документ (РД) устанавливает порядок определения массы брутто и нетто нефти с нормированными значениями погрешности.
1.2. Требования РД обязательны для юридических лиц, осуществляющих учетные операции с применением систем измерения количества и показателей качества нефти (СИКН), принятых в промышленную эксплуатацию в установленном порядке.
1.3. РД является основополагающим документом для разработки методик выполнения измерений (МВИ).
2. Нормативные ссылки
В настоящем документе приведены ссылки и использованы следующие межгосударственные, государственные стандарты и другие нормативные документы.
ГОСТ 8.024-75 ГСИ. Государственный первичный эталон и общесоюзная поверочная схема для средств измерений плотности жидкости.
ГОСТ 8.092-73 ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, тягомеры, напоромеры и тягонапоромеры с унифицированными электрическими (токовыми) выходными сигналами. Методы и средства поверки.
ГОСТ 8.321-78 ГСИ. Уровнемеры промышленного применения и поплавковые. Методы и средства поверки.
ГОСТ 8.346-79 ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки.
ГОСТ 8.400-80 ГСИ. Мерники металлические образцовые. Методы и средства поверки.
ГОСТ 8.461-82 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления. Методы и средства поверки.
ГОСТ 8.510-84 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений (счетчиков) объема жидкости.
ГОСТ 33-82. Нефтепродукты. Метод определения кинематической и расчет динамической вязкости.
ГОСТ 1437-75. Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы.
ГОСТ 1756-52. Нефтепродукты. Методы определения давления насыщенных паров.
ГОСТ 2177-82. Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава.
ГОСТ 2477-65. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.
ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.
ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.
ГОСТ 6370-83. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей.
ГОСТ 7502-89. Рулетки измерительные металлические. Технические условия.
ГОСТ 9965-76. Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия.
ГОСТ 11851-85. Нефть. Метод определения парафина.
ГОСТ 18481-81Е. Ареометры и цилиндры стеклянные. Технические условия.
ГОСТ 21534-76. Нефть. Методы определения содержания хлористых солей.
ГОСТ 26976-86. Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы.
ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений.
ПР 50.2.006-94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений.
ПР 50.2.009-94 ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений.
МИ 312-95 ГСИ. Узел учета нефти с турбинными преобразователями расхода. Методика определения суммарной погрешности.
МИ 2153-91 ГСИ. Плотность нефти при учетно - расчетных операциях. Методика выполнения измерений ареометром.
МИ 2267-93 ГСИ. Обеспечение эффективности измерений при управлении технологическими процессами. Метрологическая экспертиза технической документации.
МИ 2415-97 ГСИ. Качество нефти. Нормируемые метрологические характеристики анализаторов и нормы погрешности измерений показателей.
РД 39-036-90. Руководство по техническому обслуживанию узлов учета нефти, оборудованных японскими измерительными линиями. Нормы времени на техническое обслуживание.
РД 39-104-91. Аттестация аналитических лабораторий предприятий нефтяной промышленности.
РД 39-105-91. Правила клеймения средств измерений узлов учета нефти и трубопоршневых установок.
РД 39-109-91. Положение о системе технического обслуживания и ремонта узлов учета нефти и поверочных установок.
РД 39-5-021-90. Норматив обменного фонда и нормы расхода запасных частей и материалов на техническое обслуживание и капитальный ремонт систем измерения количества нефти и трубопоршневых поверочных установок.
РД 39-5-649-81. Правила ввода в промышленную эксплуатацию систем измерения количества нефти.
ТУ 39-1435-89. Нефть для транспортирования потребителям. Технические условия.
ТУ 39-1623-93. Нефть российская, поставляемая для экспорта. Технические условия.
3. Определения
В настоящем документе применяют следующие термины с соответствующими определениями:
3.1. Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) - совокупность средств измерений (преобразователей расхода, плотности, влагосодержания, солесодержания, вязкости, температуры, давления, устройств обработки, хранения, индикации и регистрации результатов измерений), технологического и вспомогательного оборудования (трубопроводов, фильтров, прямолинейных участков, циркуляционного насоса, автоматического пробоотборника, запорно - регулирующей арматуры и др.), предназначенных для выработки сигналов измерительной информации в форме, удобной для автоматической и ручной обработки и передачи в системы управления, уровнемеров для измерения уровней нефти в резервуарах, используемых в качестве резервной схемы учета нефти.
3.2. Измерительная линия - часть конструкции СИКН, состоящая из преобразователей расхода в комплекте с магнитоиндукционными датчиками и прямолинейными участками трубопроводов, оснащенными устройствами отбора давления и карманами для термометров, задвижками и фильтрами.
3.3. Измерительная линия рабочая - измерительная линия, находящаяся в работе при нормальном режиме эксплуатации СИКН.
3.4. Измерительная линия контрольная - измерительная линия, применяемая для контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода.
3.5. Измерительная линия резервная - измерительная линия, находящаяся в ненагруженном резерве, которая в любой момент времени может быть включена в работу.
3.6. Диапазон расхода и вязкости нефти рабочий - область значений расходов и вязкости, в которой используются преобразователи расхода и нормированы их метрологические характеристики.
3.7. Контроль метрологических характеристик - определение в период между поверками отклонения значений метрологических характеристик средств измерений от действительных значений или значений, определенных при последней поверке, и установление пригодности средств измерений к дальнейшей эксплуатации.
3.8. Межконтрольный интервал - промежуток времени между двумя очередными актами контроля, проводимого для выявления отклонения метрологических характеристик средств измерений от значений, определенных при поверке.
3.9. Учетные операции - операции, проводимые между сдающей и принимающей сторонами, заключающиеся в определении массы нефти для последующих расчетов, а также при арбитраже.
4. Общие положения
4.1. Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.
4.2. Массу брутто нефти измеряют СИКН с применением преобразователей расхода (ПР) и поточных преобразователей плотности (поточных ПП) - объемно - массовый динамический метод или массомеров - массовый динамический метод.
В качестве резервного метода допускается применять объемно - массовый статический метод.
4.3. Пределы допускаемой относительной погрешности методов измерений массы брутто нефти и массы нетто нефти должны соответствовать ГОСТ 26976.
4.4. Определение показателей качества нефти (содержание воды, хлористых солей и механических примесей) проводят по ГОСТ 2477, ГОСТ 21534, ГОСТ 6370. Допускается определять показатели качества нефти анализаторами. Методики выполнения измерений показателей качества нефти с использованием анализаторов должны быть аттестованы в установленном порядке.
Отбор проб нефти производят по ГОСТ 2517.
Анализ проб нефти производится в аналитической лаборатории сдающей или принимающей стороны, определяемой соглашением сторон.
4.5. Нефть по степени подготовки должна соответствовать требованиям ГОСТ 9965 или технических условий ТУ 39-1435.
4.6. Ответственность за техническое состояние и метрологическое обеспечение СИКН несет ее владелец. Взаимоотношения между сдающей и принимающей сторонами, между владельцем СИКН и организацией, проводящей обслуживание, определяются договорами, РД 39-109-91 и настоящим РД.
4.7. На основании настоящего РД и инструкций по эксплуатации средств измерений (СИ), технологического и вспомогательного оборудования на каждую СИКН владелец разрабатывает "Инструкцию по эксплуатации системы измерения количества и показателей качества нефти", учитывающую конкретные условия эксплуатации, типовая форма которой и перечень документов, обязательных к наличию для СИКН, приведены в Приложении А.
4.8. Состав СИКН, технические и метрологические характеристики СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, должны соответствовать проекту, разработанному на основании нормативного документа "Рекомендации по проектированию коммерческих узлов учета нефти" и настоящего РД, прошедшему метрологическую экспертизу во ВНИИР или другом ГНМЦ, аккредитованном на право проведения вышеуказанных работ.
5. Обеспечение единства измерений
5.1. СИ, входящие в состав СИКН, должны пройти испытания для целей утверждения их типа и внесены в Государственный реестр в соответствии с правилами по метрологии ПР 50.2.009-94.
5.2. СИ подлежат поверке 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 50.2.006-94 и других НД, перечень которых приведен в Приложении Б.
5.3. Периодическую поверку СИ проводят по графику, составленному владельцем СИКН, утвержденному руководителем Государственной метрологической службы, осуществляющей поверку СИ, с предоставлением копии графиков принимающей, сдающей сторонам и организации, проводящей техобслуживание, но не реже:
- весов - 1 раза в год;
- мерников - 1 раза в год;
- стационарных трубопоршневых
поверочных установок (ТПУ) - 1 раза в год;
- передвижных ТПУ - 1 раза в год;
- контрольных ПР - 1 раза в год;
- пикнометров - 1 раза в год;
- эталонных плотномеров - 1 раза в год;
- гирь - 1 раза в год;
- рабочих СИ (массомеров; ПР; ПП;
преобразователей влагосодержания,
солесодержания, серосодержания;
вискозиметров; преобразователей
давления и температуры; вторичных
приборов ПР; суммирующих приборов;
устройств обработки информации (УОИ);
уровнемеров, рулеток) - 1 раза в год;
- УОИ поставки Японии - 1 раза в пять лет.
В случае использования гирь, весов, мерников только для целей поверки стационарных ТПУ - 1 раз в два года.
Поверку резервуаров, используемых в резервной схеме учета нефти, проводят не реже 1 раза в пять лет.
После каждого ремонта, связанного с изменением вместимости, резервуар должен быть переградуирован, а после изменения оснащенности его внутренним оборудованием градуировочная таблица должна быть пересмотрена и утверждена в установленном порядке.
В обоснованных случаях межповерочный интервал СИ может быть изменен по согласованию с организациями, проводившими испытания для целей утверждения типа.
Расходомеры в блоке измерения показателей качества нефти (БИК), перепадомеры или манометры, измеряющие перепад давления на фильтрах, подлежат калибровке.
5.4. Внеочередную поверку СИ проводят в соответствии с требованиями Правил по метрологии ПР 50.2.006-94, а также в случаях:
- получения отрицательных результатов при текущем контроле метрологических характеристик СИ;
- отклонения значений вязкости нефти в условиях эксплуатации от значений, при которых проводилась поверка турбинных ПР, более допускаемых пределов, если УОИ не имеет функции коррекции по вязкости;
f
- отклонения значений -- - отношения частоты к вязкости - в
ню
f
условиях эксплуатации от значений рабочего диапазона параметра --,
ню
при котором проводилась поверка турбинных ПР, если УОИ имеет
функцию коррекции по вязкости;
- требования стороны, сдающей или принимающей нефть.
5.5. Суммарную погрешность СИКН определяют и оформляют в соответствии с МИ 312 один раз в пять лет.
Суммарную погрешность СИКН поставки Японии определяют согласно МИ 2038.
5.6. СИ, показания которых не влияют на величину суммарной погрешности СИКН, подлежат калибровке метрологической службой владельца СИКН или организации,

ПИСЬМО Госстроя РФ от 14.04.2000 n 10-157 О ПОРЯДКЕ УЧЕТА ПОВЫШЕННОГО РАСХОДА ГОРЮЧЕ - СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ В ЗИМНЕЕ ВРЕМЯ  »
Постановления и Указы »
Читайте также