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, проводящей техобслуживание СИКН.
6. Определение массы нефти
6.1. Измерение массы брутто нефти объемно - массовым динамическим методом
Массу брутто нефти измеряют с помощью ПР и поточных ПП. В этом случае массу вычисляет УОИ как произведение соответствующих значений объема и плотности нефти, приведенной к условиям измерения объема.
Если УОИ не обеспечивает автоматического приведения значения плотности нефти к условиям измерения объема и средние значения разности давления и температуры нефти, проходящей через ПР и поточный ПП, равны или превышают 0,3 МПа и 0,5 град. C соответственно, на массу брутто нефти вводят поправку.
При определении объема нефти применяют ПР, преобразователи давления и температуры, УОИ.
При определении плотности нефти применяют поточные ПП, преобразователи давления и температуры, УОИ.
Значение плотности нефти, измеренное поточным ПП при температуре и давлении в БИК, приводят к условиям измерения объема нефти и к нормальным условиям (температура, равная 20 град. C, избыточное давление, равное 0).
6.1.1. Рекомендуемый состав СИКН приведен в таблице 1:
Таблица 1
--------------------------------T--------------T-----------------¬
¦Наименование СИ и оборудования,¦Предел допус- ¦ Примечание ¦
¦ входящих в состав СИКН ¦каемой погреш-¦ ¦
¦ ¦ности СИ ¦ ¦
+-------------------------------+--------------+-----------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦
+-------------------------------+--------------+-----------------+
¦1. Основные СИ и оборудование ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.1. Измерительные линии ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.1.1. ПР (турбинные, роторные,¦ +/- 0,15% ¦Допускается при- ¦
¦лопастные и другие) ¦ ¦менять ПР с фак- ¦
¦ ¦ ¦тическим значени-¦
¦ ¦ ¦ем погрешности ¦
¦ ¦ ¦>= +/- 0,15%, ес-¦
¦ ¦ ¦ли суммарная по- ¦
¦ ¦ ¦грешность измере-¦
¦ ¦ ¦ния массы нефти в¦
¦ ¦ ¦целом соответст- ¦
¦ ¦ ¦вует требованиям ¦
¦ ¦ ¦ГОСТ 26976 ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.1.2. Фильтры ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.1.3. Задвижки (задвижки ¦ ¦ ¦
¦с электроприводом, шаровые ¦ ¦ ¦
¦краны с электроприводом) ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.1.4. Струевыпрямители ¦ ¦При наличии по ¦
¦ ¦ ¦проекту ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.1.5. Преобразователи давления¦ +/- 0,6% ¦Допускается уста-¦
¦ ¦ ¦навливать на кол-¦
¦ ¦ ¦лекторах входа и ¦
¦ ¦ ¦выхода СИКН и на ¦
¦ ¦ ¦коллекторе подачи¦
¦ ¦ ¦нефти от измери- ¦
¦ ¦ ¦тельных линий на ¦
¦ ¦ ¦ТПУ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.1.6. Преобразователи ¦ +/- 0,2 ¦ - " - ¦
¦температуры ¦ град. C ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.2. БИК ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.2.1. ПП поточный ¦ +/- 0,03% ¦Допускается при- ¦
¦ ¦ (+/- 0,3 ¦менять поточный ¦
¦ ¦ кг/куб. м) ¦ПП с пределом до-¦
¦ ¦ ¦пускаемой погреш-¦
¦ ¦ ¦ности +/- 0,1% ¦
¦ ¦ ¦(+/- 1,0 кг/куб. ¦
¦ ¦ ¦м), если суммар- ¦
¦ ¦ ¦ная погрешность ¦
¦ ¦ ¦массы нефти в це-¦
¦ ¦ ¦лом соответствует¦
¦ ¦ ¦требованиям ¦
¦ ¦ ¦ГОСТ 26976 ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.2.2. Преобразователь давления¦ +/- 0,6% ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.2.3. Преобразователь ¦ +/- 0,2 ¦ ¦
¦температуры (термометр) ¦ град. C ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.2.4. Пробоотборник ¦ ¦ ¦
¦автоматический ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.2.5. Пробоотборный кран ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.2.6. Циркуляционный насос ¦ ¦При возможности ¦
¦ ¦ ¦обеспечения необ-¦
¦ ¦ ¦ходимого расхода ¦
¦ ¦ ¦в БИК допускается¦
¦ ¦ ¦применение безна-¦
¦ ¦ ¦сосной схемы ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.2.7. Расходомер ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.3. Пробозаборное устройство ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.4. УОИ ¦ +/- 0,1% ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.5. Вторичные приборы ПР ¦ +/- 0,05% ¦В случае невоз- ¦
¦ ¦ ¦можности примене-¦
¦ ¦ ¦ния ПР без вто- ¦
¦ ¦ ¦ричных приборов ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2. Дополнительные СИ и ¦ ¦ ¦
¦ оборудование ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.1. ПР контрольный ¦ +/- 0,1% ¦При наличии по ¦
¦ ¦ ¦проекту ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.2. ПП поточный резервный ¦ +/- 0,03% ¦Допускается при- ¦
¦ ¦ (+/- 0,3 ¦менять ПП с пре- ¦
¦ ¦ кг/куб. м) ¦делом допускаемой¦
¦ ¦ ¦погрешности +/- ¦
¦ ¦ ¦0,1%, если сум- ¦
¦ ¦ ¦марная погреш- ¦
¦ ¦ ¦ность массы нефти¦
¦ ¦ ¦в целом соответс-¦
¦ ¦ ¦твует требованиям¦
¦ ¦ ¦ГОСТ 26976 ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.3. Преобразователь ¦ +/- 0,1% ¦При наличии по ¦
¦влагосодержания поточный ¦ (абс. ед.) ¦проекту ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.4. Преобразователь ¦ (0 - 100) ¦ - " - ¦
¦солесодержания поточный ¦ мг/куб. дм ¦ ¦
¦ ¦ +/- 10 ¦ ¦
¦ ¦ мг/куб. дм ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ (0 - 500) ¦ ¦
¦ ¦ мг/куб. дм ¦ ¦
¦ ¦ +/- 25 ¦ ¦
¦ ¦ мг/куб. дм ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ (0 - 2000) ¦ ¦
¦ ¦ мг/куб. дм ¦ ¦
¦ ¦ +/- 100 ¦ ¦
¦ ¦ мг/куб. дм ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.5. Преобразователь ¦ (0 - 0,6)% ¦ - " - ¦
¦серосодержания поточный ¦ +/- 0,02% ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ (0,1 - 1,8)% ¦ ¦
¦ ¦ +/- 0,06% ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ (1,8 - 5,0)% ¦ ¦
¦ ¦ +/- 0,18% ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.6. Вискозиметр ¦ +/- 1,0% ¦При наличии по ¦
¦ ¦ ¦проекту применяют¦
¦ ¦ ¦для коррекции ко-¦
¦ ¦ ¦эффициента преоб-¦
¦ ¦ ¦разования ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.7. Устройство по корректиров-¦ +/- 0,05% ¦ - " - ¦
¦ке коэффициента преобразования ¦ ¦ ¦
¦ПР по расходу или расходу и ¦ ¦ ¦
¦вязкости ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.8. Суммирующий прибор ¦ +/- 0,05% ¦При количестве ¦
¦ ¦ ¦рабочих измери- ¦
¦ ¦ ¦тельных линий бо-¦
¦ ¦ ¦лее 2 и отсутс- ¦
¦ ¦ ¦твии в УОИ встро-¦
¦ ¦ ¦енной функции ¦
¦ ¦ ¦суммирования ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.9. Контрольное устройство ¦ ¦При наличии по ¦
¦загазованности в БИК ¦ ¦проекту ¦
¦(газосигнализатор) ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.10. Промывной насос ¦ ¦ - " - ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.11. Регулятор давления ¦ ¦ - " - ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.12. Регулятор расхода ¦ ¦ - " - ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.13. Датчик контроля наличия ¦ ¦ - " - ¦
¦свободного газа ¦ ¦ ¦
L-------------------------------+--------------+------------------
На выходном коллекторе или на выходе каждой измерительной линии, а также на линии ТПУ должны быть установлены манометр, преобразователь давления, термометр и преобразователь температуры.
ПР должны поверяться на месте эксплуатации с помощью стационарной ТПУ с пределом допускаемой относительной погрешности +/- 0,09%, пропускная способность которой должна соответствовать проектному диапазону расхода ПР.
При отключении рабочего и при отсутствии резервного поточного ПП плотность нефти определяют по лабораторному плотномеру или ареометру с пределом допускаемой погрешности +/- 0,5 кг/куб. м.
УОИ должно обеспечивать выполнение следующих функций:
- вычисление объема нефти при рабочих условиях;
- вычисление текущего значения плотности нефти при температуре и давлении в БИК;
- приведение текущего значения плотности нефти к условиям измерения объема нефти;
- вычисление массы брутто нефти;
- вычисление среднесменного значения плотности нефти при условиях измерения объема и нормальных условиях;
- вычисление среднесменного значения температуры и давления;
- ввод и изменение предельных значений параметров, указанных в проекте СИКН, в свидетельстве о поверке СИ и техпаспорте.
УОИ может выполнять следующие дополнительные функции:
- приведение объема нефти к нормальным условиям;
- приведение текущего значения плотности нефти к нормальным условиям;
- автоматическая корректировка коэффициента преобразования ПР от изменения расхода или расхода и вязкости;
- автоматическое выполнение поверки ПР без нарушения процесса измерения количества и показателей качества нефти;
- контроль метрологических характеристик рабочих ПР по ТПУ или контрольному ПР;
- сравнение показаний двух одновременно работающих преобразователей плотности и выдача сигнала при превышении установленного предела;
- автоматический контроль, индикация и сигнализация предельных значений параметров нефти;
- расчет массы нетто нефти при ручном вводе содержания воды, хлористых солей и мехпримесей или при наличии анализаторов качества;
- формирование отчетов, актов, паспортов качества нефти;
- управление пробоотбором;
- индикация и автоматическое обновление на экране монитора
следующих параметров: массы, объема, расхода по каждой
f
измерительной линии, параметра --, температуры, давления на
ню
измерительных линиях и в БИК, плотности и вязкости нефти.
6.1.2. Основные требования к эксплуатации СИКН:
6.1.2.1. В процессе эксплуатации СИКН должны контролироваться следующие параметры:
а) расход нефти через измерительные линии. Расход нефти должен находиться в пределах рабочего диапазона, указанного в свидетельстве о поверке ПР, с отклонением не более +/- 2,5%;
б) расход нефти через БИК. При отборе пробы нефти в БИК должно обеспечиваться определенное соотношение расходов потока в трубопроводе в месте отбора и в трубопроводе БИК. Контроль соотношения расходов осуществляется с использованием расходомера, установленного в БИК.
Расход нефти через пробозаборное устройство вычисляют в соответствии с Приложением В;
в) давление нефти на выходном коллекторе. Давление нефти на выходе СИКН должно обеспечивать бескавитационную работу турбинного ПР и должно быть не менее значения, определенного по формуле:
P = 2,06 x P + 2 x ДЕЛЬТА P, (1)
н
где:
P - минимальное избыточное давление на выходе СИКН, МПа;
P - давление насыщенных паров, определенное в соответствии с
н
ГОСТ 1756 при максимальной температуре нефти в СИКН, МПа;
ДЕЛЬТА P - перепад давления на турбинном ПР, указанный в
техническом паспорте на данный тип, МПа.
Пример
Исходные данные для расчета:
P = 500 мм рт. ст. = 0,067 МПа; ДЕЛЬТА P = 0,05 МПа.
н
Минимальное избыточное давление на выходе СИКН составляет:
P = 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 2ДЕЛЬТА P , где ДЕЛЬТА P -
ф ф
перепад давления на фильтре на максимальном расходе, определенный
на месте эксплуатации после чистки фильтра.
Чистку фильтров проводят не реже одного раза в три месяца с
оформлением акта;
д) вязкость нефти. При отсутствии устройства по корректировке
коэффициента преобразования турбинного ПР по вязкости вязкость
нефти не должна отличаться от значений вязкости, при которых
проводилась поверка турбинного ПР более чем на:
-6
+/- 2 x 10 кв. м/с - для турбинных ПР "Турбоквант", "Норд";
-6
+/- 5 x 10 кв. м/с - для турбинных ПР "Ротоквант" Ду400,
Ду250, Ду200, Ду150, МИГ-100, МИГ-150, Смит-150, Смит-200;
-6
+/- 10 x 10 кв. м/с - для турбинных ПР МИГ-200, МИГ-250,
МИГ-400, Смит-250;
или пределы, установленные при проведении испытаний для целей утверждения типа или метрологической аттестации в условиях эксплуатации других типов ПР.
6.1.2.2. Порядок учета нефти при нарушениях основных требований эксплуатации и отказах СИ приведен в Приложении Г.
6.1.2.3. Для поддержания СИКН в работоспособном состоянии осуществляют комплекс операций в соответствии с РД 39-109-91.
6.1.3. Основные требования к эксплуатации ПР:
При эксплуатации ПР проходят поверку и контроль метрологических характеристик.
Во время поверки или контроля метрологических характеристик рабочих ПР учет нефти можно проводить по контрольной измерительной линии.
6.1.3.1. Поверку ПР проводят на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительных линий (струевыпрямителями, если они предусмотрены проектом, прямыми участками) в рабочем диапазоне расходов, в котором они эксплуатируются в СИКН.
Процесс поверки ПР может быть проведен вручную или автоматически с автоматическим оформлением протоколов поверки.
Коэффициент преобразования ПР может быть введен в УОИ как вручную, так и автоматически после поверки.
В зависимости от способа реализации градуировочной характеристики в УОИ коэффициент преобразования ПР представляют в виде:
- постоянного значения во всем рабочем диапазоне расходов;
- значений коэффициента преобразования в различных поддиапазонах расхода;
- значений коэффициента преобразования в точках рабочего диапазона расходов.
6.1.3.2. В межповерочном интервале проводят контроль метрологических характеристик ПР.
Контроль метрологических характеристик ПР заключается в определении коэффициента преобразования на месте эксплуатации при рабочих условиях в рабочем диапазоне расходов и отклонения полученного значения коэффициента преобразования от значения, установленного на вторичном приборе ПР или УОИ (хранящегося в памяти УОИ).
Контроль метрологических характеристик ПР проводят по ТПУ или контрольному ПР на месте эксплуатации через межконтрольный интервал по следующей методике:
а) методика контроля метрологических характеристик ПР:
определение коэффициента преобразования рабочих ПР проводят по ТПУ при значениях расхода, соответствующих минимальному и максимальному значениям коэффициента, полученных при поверке в том случае, когда коэффициент преобразования установлен в виде постоянного значения в рабочем диапазоне расходов.
Если при поверке ПР коэффициент преобразования определялся в точках рабочего диапазона расходов и его значения введены в память УОИ, контроль проводят не менее чем в 3 точках, в которых проводилась поверка ПР.
Контроль метрологических характеристик ПР проводят в средней точке расхода работы ПР за межконтрольный интервал, если он используется в комплекте с УОИ, автоматически устанавливающим коэффициент преобразования.
Определение коэффициента преобразования проводят в соответствии с МИ 1974 с соблюдением требований в части рабочих ПР, при этом проводят в каждой точке расхода не менее 3 измерений.
Значение коэффициента преобразования вычисляют до пяти значащих цифр.
С целью уменьшения интенсивности эксплуатации ТПУ допускается проводить контроль характеристик рабочих ПР по контрольному, предварительно определив его коэффициент преобразования в требуемых точках расхода по ТПУ по результатам 5 измерений в каждой точке расхода. Среднеквадратичное отклонение результатов 5 последовательных измерений должно быть не более 0,02%.
Для многониточных СИКН (3 и более ПР) предварительное определение коэффициента преобразования контрольного ПР по ТПУ проводят с каждым из рабочих ПР.
Методика контроля метрологических характеристик рабочих ПР по контрольному приведена в Приложении Д, раздел Д. 1.
Методика контроля метрологических характеристик рабочих ПР для СИКН поставки Японии приведена в Приложении Д, раздел Д. 2.
Среднее значение коэффициента преобразования рабочего ПР в
j-той точке рабочего диапазона расходов при контроле по ТПУ K

определяют по МИ 1974.
Отклонение полученного при контроле значения коэффициента
преобразования в рабочем диапазоне расходов вычисляют по формуле:
K - K
jк д
ДЕЛЬТА = --------- x 100%, (2)
д K
д
где K - значение коэффициента преобразования в рабочем
д
диапазоне расходов, определенное при поверке, имп./куб. м.
Отклонение полученного при контроле значения коэффициента
преобразования в j-той точке рабочего диапазона расходов вычисляют
по формуле:
K - K
jк j
ДЕЛЬТА = -------- x 100%, (3)
j K
j
где K - значение коэффициента преобразования в j-той точке
j
рабочего диапазона расходов, определенное при поверке, имп./куб.
м.
Отклонение коэффициента преобразования, определенное по
формулам (2) и (3), не должно превышать +/- 0,15%.
Для УОИ с автоматической установкой коэффициента
преобразования ПР при контроле в объеме поверки и при ДЕЛЬТА <=
j
+/- 0,15% новый коэффициент преобразования автоматически вводится
в память УОИ.
Если при поверке турбинный ПР допущен к применению с
фактическим значением погрешности ДЕЛЬТА > 0,15% и если суммарная
о
погрешность измерения массы нефти в целом соответствует
требованиям ГОСТ 26976, допускается проводить контроль в объеме
поверки с определением фактической погрешности по МИ 1974.
В этом случае отклонение коэффициента преобразования и фактическая погрешность, определенная при контроле, не должны превышать значения погрешности, определенной при поверке.
Если отклонение коэффициента преобразования превышает допустимый предел, необходимо выяснить причину (исключая демонтаж и разборку ПР), могущую повлечь за собой отклонение коэффициента преобразования ПР, и произвести повторный контроль метрологических характеристик ПР. Если результаты повторного контроля отрицательны, ПР демонтируют, проводят ремонт и поверку.
Если после поверки отклонение коэффициента преобразования при контроле вновь превысило допустимый предел, необходимо выяснить причину и изменить межконтрольный интервал в сторону уменьшения;
б) установление межконтрольного интервала ПР:
для каждой вновь вводимой СИКН, а также после реконструкции с заменой ПР определяют межконтрольный интервал ПР. Межконтрольный интервал определяют также после ремонта ПР.
Межконтрольный интервал в зависимости от интенсивности эксплуатации ПР рекомендуется устанавливать либо в часах наработки, либо в календарном времени (в днях или месяцах) по результатам контроля коэффициента преобразования по ТПУ.
При непрерывной работе ПР проводят контроль значения коэффициента преобразования в течение 30 дней с интервалом 5 дней и устанавливают межконтрольный интервал 5, 10, 15, 20, 25, 30 дней.
Например, если через 15 дней отклонение значения коэффициента преобразования не превышало допустимый предел, а через 20 дней превысило, межконтрольный интервал устанавливают через 15 дней.
Если при установлении межконтрольного интервала наблюдается уход коэффициента преобразования за счет "раскрутки", в этом случае устанавливают интервал между переключениями измерительных линий или интервал стабильной работы ПР. При достижении установленного предела рабочий ПР отключают, а вместо него включают резервный. После отключения ПР, отработавшего свой предел, контроль не проводят. Контроль проводят 1 раз в 30 дней фактической наработки.
Межконтрольный интервал допускается устанавливать по результатам статистических данных.
Если до введения настоящей Инструкции межконтрольный интервал установлен, он может быть уточнен.
Контроль ПР, находящихся в резерве и длительное время не проходящих контроль, проводят только перед вводом их в эксплуатацию.
Величину межконтрольного интервала вносят в формуляр СИКН.
Установление межконтрольного интервала выполняет организация, проводящая обслуживание СИКН, согласовав с представителями сдающей и принимающей сторон.
6.1.4. Основные требования к эксплуатации поточных ПП
6.1.4.1. Поверка поточных ПП
Поверку поточных ПП проводят по измерительному комплекту металлических напорных пикнометров или по эталонному плотномеру.
Поверку поточных ПП проводят в лаборатории или на месте эксплуатации. Поверку поточных ПП на месте эксплуатации допускается проводить, если изменение плотности нефти в течение года не превышает 100 кг/куб. м.
После очередной поверки ПП в лаборатории перед его установкой на место эксплуатации выполняют контроль метрологической характеристики по воздушной точке.
Для этого в БИК или другом приспособленном помещении подают на ПП питание, подключают его к измерительной линии плотности и проводят отсчет выходного сигнала при температуре (20 +/- 5) град. C.
Период колебаний выходного сигнала должен соответствовать периоду колебаний, указанному в сертификате (поверка воздухом), с отклонением не более:
+/- 0,2 мкс для ПП NT 1762;
+/- 0,06 мкс для ПП 7830, 7835.
Если отклонение периода колебаний выходного сигнала превышает указанные пределы, ПП подлежит градуировке с последующей поверкой.
6.1.4.2. Градуировка поточных ПП
Если погрешность ПП при поверке или контроле превышает установленные пределы, он подлежит градуировке с последующей поверкой.
Градуировку ПП проводят по измерительному комплекту пикнометров или по эталонному плотномеру в лаборатории или на месте эксплуатации по МИ 2326, приложение 4, или другим действующим методикам.
Градуировку поточных ПП допускается проводить на месте эксплуатации, если изменение плотности нефти в течение года не превышает 100 кг/куб. м.
6.1.4.3. Контроль поточных ПП
Контроль ПП проводят один раз в 10 дней методом сличения показаний рабочего ПП с результатами измерения плотности нефти эталонным плотномером в рабочих условиях при рабочем значении плотности или с показаниями резервного ПП.
Резервный ПП должен быть чистым и нефть через него должна проходить только при сличении.
Должно выполняться условие:
¦ро - ро ¦ <= ДЕЛЬТА + ДЕЛЬТА , (4)
пл о пл о
где:
ро - значение плотности нефти, измеренное рабочим ПП,
пл
кг/куб. м;
ро - значение плотности нефти, измеренное эталонным
о
плотномером или резервным ПП, кг/куб. м;
ДЕЛЬТА - предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего
пл
ПП, кг/куб. м;
ДЕЛЬТА - предел допускаемой абсолютной погрешности эталонного
о
плотномера или резервного ПП, кг/куб. м.
Для УОИ "Солартрон" LT 3065 регистрируют период колебаний
выходного сигнала ПП. Значение плотности вычисляют по формуле,
приведенной в сертификате на ПП.
При отсутствии эталонного плотномера или до оснащения СИКН
резервным ПП контроль рабочих ПП проводят по результатам измерения
плотности нефти аналитической лабораторией.
Не реже одного раза в 10 дней показания ПП ро сравнивают с
пл
результатами измерения плотности нефти ареометром или лабораторным
плотномером и вычисляют разность плотностей ДЕЛЬТА , кг/куб. м,
ро к
по формуле:
ДЕЛЬТА = ро - ро , (5)
ро к пл лк
где ро - значение плотности нефти, измеренное ареометром или
лк
лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения
ро , с учетом систематической погрешности метода из свидетельства
пл
о метрологической аттестации МВИ плотности, приведенное к условиям
в БИК согласно МИ 2153, кг/куб. м.
Должно выполняться условие:
¦ДЕЛЬТА ¦<= ДЕЛЬТА + ДЕЛЬТА, (6)
ро к пл
где ДЕЛЬТА - погрешность метода измерения плотности ареометром
или лабораторным плотномером из свидетельства о метрологической
аттестации МВИ плотности согласно МИ 2153, кг/куб. м.
До проведения оценки погрешности метода согласно МИ 2153,
приложение 4, допускается проводить контроль ПП следующим образом.
________
Определяют ДЕЛЬТА по формуле:
ро
________ 1 30
ДЕЛЬТА = -- x SUM ДЕЛЬТА ; (7)
ро 30 i=1 роi
ДЕЛЬТА = ро - ро , (8)
роi плi лi
где:
________
ДЕЛЬТА - среднее значение разностей ДЕЛЬТА за первые 30
ро роi
смен после поверки ПП, проверенных на анормальность, кг/куб. м.
При обнаружении резко выделяющихся измерений их заменяют
результатами дополнительных измерений;
ро - значение плотности нефти, измеренное рабочим ПП в i-ую
плi
смену за первые 30 смен после поверки, кг/куб. м;
ро - значение плотности нефти, измеренное ареометром или
лi
лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения
ро , приведенное к условиям в БИК, кг/куб. м.
плi
Не реже одного раза в 10 дней показания рабочего ПП сравнивают
с плотностью нефти, измеренной ареометром или лабораторным
плотномером, и вычисляют разность плотностей ДЕЛЬТА , кг/куб. м,
ро
по формуле:
ДЕЛЬТА = ро - ро , (9)
ро пл л
где ро - значение плотности нефти, измеренное ареометром или
л
лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения
ро , приведенное к условиям в БИК, кг/куб. м.
пл
Должно выполняться условие:
________
¦ДЕЛЬТА - ДЕЛЬТА ¦<= ДЕЛЬТА + ДЕЛЬТА , (10)
ро ро пл ар
где ДЕЛЬТА - предел допускаемой погрешности ареометра
ар
(+/- 0,5 кг/куб. м) или лабораторного плотномера, кг/куб. м (берут
из свидетельства о поверке).
Если условие (6) или (10) не выполняется, выясняют причину отклонения: ошибки измерений, несоблюдение условий контроля, неучтенные факторы и т.д.
При несоблюдении условия в течение трех смен подряд и в случае метрологического отказа ПП демонтируют, промывают, снова устанавливают в БИК и контролируют по настоящей методике. При получении отрицательных результатов в течение двух дополнительных смен ПП подлежит внеочередной поверке.
Допускается изменение периодичности контроля по договоренности принимающей и сдающей сторон.
Для наглядности представления контроля метрологических характеристик ПП и для реализации возможности диагностики метрологических отказов рекомендуется вышеуказанные измерения заносить и сохранять в компьютере и индицировать на экране монитора в виде графиков.
6.1.5. Определение массы брутто нефти при отключении ПП
Массу брутто нефти (М ), т, при отключении ПП и при
бр
отсутствии резервного ПП вычисляют по формуле:
-3
М = V x ро x 10 , (11)
бр ар.л.
где:
V - объем нефти, прошедшей через СИКН, куб. м;
ро - плотность нефти, измеренная ареометром или
ар.л.
лабораторным плотномером, с учетом систематической погрешности
метода, приведенная к условиям измерения объема или к нормальным
условиям в соответствии с МИ 2153, кг/куб. м.
До проведения оценки погрешности метода согласно МИ 2153
приложения 4 допускается массу брутто нефти определять по формуле:
-3
М = V x ро x 10 + ДЕЛЬТА М, (12)
бр л
где:
ро - плотность нефти, измеренная ареометром или лабораторным
л
плотномером и приведенная к условиям измерения объема или к
нормальным условиям без учета систематической погрешности метода,
кг/куб. м;
ДЕЛЬТА М - поправка на массу брутто нефти, определенная по
формуле:
___ -3
ДЕЛЬТА М = V x ро x К x 10 , (13)
л ро
___
где К - поправочный множитель, определенный по методике,
ро
приведенной в Приложении Е.
6.2. Измерение массы брутто нефти массовым динамическим методом
6.2.1. Рекомендуемый состав СИКН приведен в таблице 2:
Таблица 2
--------------------------------------T--------------T-----------¬
¦ Наименование СИ и оборудования, ¦Предел допус- ¦Примечание ¦
¦ входящих в состав СИКН ¦каемой погреш-¦ ¦
¦ ¦ности СИ ¦ ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦
+-------------------------------------+--------------+-----------+
¦1. Основные СИ и оборудование ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.1. Массомер ¦ +/- 0,25% ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.2. Манометр ¦ кт. 1.0 ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.3. Фильтр ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.4. Задвижки ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.5. Пробозаборное устройство ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.6. Пробоотборник автоматический ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.7. Пробоотборный кран для ручного ¦ ¦ ¦
¦ отбора пробы ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦1.8. Блок управления пробоотборником ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2. Дополнительные СИ и оборудование ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.1. Массомер резервный ¦ +/- 0,25% ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.2. Массомер контрольный ¦ +/- 0,20% ¦При наличии¦
¦ ¦ ¦по проекту ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.3. Преобразователь давления на ¦ +/- 0,6% ¦ ¦
¦ измерительной линии ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.4. Плотномер ¦ +/- 0,5 ¦ ¦
¦ ¦ кг/куб. м ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.5. Влагомер ¦ +/- 0,1% ¦При наличии¦
¦ ¦ (асб. ед.) ¦по проекту ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.6. Преобразователь температуры в ¦ +/- 0,2 ¦ ¦
¦ БИК ¦ град. C ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.7. Преобразователь давления в БИК ¦ +/- 0,6% ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.8. УОИ ¦ +/- 0,05% ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.9. Регулятор давления ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.10. Регулятор расхода ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.11. Датчик контроля загазованности ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.12. Датчик контроля наличия свобод-¦ ¦При наличии¦
¦ ного газа ¦ ¦по проекту ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2.13. Устройство для измерения оста- ¦ ¦При наличии¦
¦ точного газосодержания (раство-¦ ¦по проекту ¦
¦ ренного газа) ¦ ¦ ¦
L-------------------------------------+--------------+------------
6.2.2. В процессе эксплуатации массомеров контролируют смещение нуля массомера в соответствии с техническим описанием на конкретный массомер.
6.2.3. Поверку и контроль массомеров проводят как на месте эксплуатации, так и на поверочном стенде. Поверку массомеров проводят по нормативным документам, приведенным в Приложении Б.
Контроль метрологических характеристик массомеров проводят не реже одного раза в месяц по следующей методике.
При любом значении расхода из рабочего диапазона массомера одновременно проводят измерение массы нефти массомером и комплектом ТПУ и ПП или контрольным массомером.
Отклонение показаний массомера по результатам контроля вычисляют по формуле:
М - М
p
дельта = ------ x 100%, (14)
М
p
где:
М - масса брутто нефти, измеренная массомером, т;
М - масса брутто нефти, измеренная комплектом ТПУ и ПП или
p
контрольным массомером, т.
Отклонение показаний массомера по результатам контроля не должно превышать +/- 0,25%.
При условии стабильности метрологических характеристик массомера межконтрольный интервал может быть установлен сдающей и принимающей сторонами более одного месяца.
6.3. Измерение массы брутто нефти объемно - массовым статическим методом
6.3.1 Перечень СИ, используемых при объемно - массовом статическом методе, приведен в таблице 3:
Таблица 3
------------------------------------T-------------------T--------¬
¦ Наименование СИ и оборудования, ¦Погрешность измере-¦Предел ¦
¦используемых при объемно - массовом¦ний вместимости ре-¦допуска-¦
¦ статическом методе ¦зервуара ¦емой ¦
¦ ¦ ¦погреш- ¦
¦ ¦ ¦ности СИ¦
+-----------------------------------+-------------------+--------+
¦1. Резервуары стальные горизонталь-¦ +/- 0,2% ¦ - ¦
¦ ные цилиндрические вместимостью ¦ ¦ ¦
¦ от 100 куб. м до 200 куб. м ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦2. Резервуары стальные вертикальные¦+/- 0,1% - +/- 0,2%¦ - ¦
¦ цилиндрические при измерении ¦ ¦ ¦
¦ объема жидкости ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦3. Резервуары железобетонные ци- ¦ +/- 0,2% ¦ - ¦
¦ линдрические, РД 50-156-79 ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦4. Уровнемеры стационарные или ру- ¦ - ¦+/- 3 мм¦
¦ летки измерительные с грузом, ¦ ¦ ¦
¦ или измеритель межфазного уровня¦ ¦ ¦
¦ ММС (электронная рулетка) ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦5. Плотномер лабораторный или пере-¦ - ¦+/- 1 ¦
¦ носной или ареометры типа АН или¦ ¦кг/куб. ¦
¦ АНТ 1 по ГОСТ 18481 с ценой ¦ ¦м ¦
¦ деления шкалы 0,5 кг/куб. м ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦6. Термометры по ГОСТ 28498, ¦ - ¦+/- 0,2 ¦
¦ ГОСТ 400 или ТУ 25-2021.003-88 ¦ ¦град. C ¦
¦ или преобразователи температуры ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦7. Пробоотборники по ГОСТ 2517 ¦ - ¦ - ¦
L-----------------------------------+-------------------+---------
6.3.2. Основные требования к условиям эксплуатации
6.3.2.1. Технологическая обвязка и запорная арматура резервуаров и СИКН должны быть технически исправны и не допускать перетока и утечки нефти.
6.3.2.2. Для обеспечения учетных операций резервуары должны подвергаться периодической очистке от пирофорных отложений, высоковязких остатков, минеральных загрязнений, ржавчины, воды.
6.3.2.3. Базовую высоту резервуара измеряют 1 раз в год.
6.3.2.4. Прием и сдачу нефти с использованием резервуаров проводят после не менее 2-часового отстоя.
6.3.3. Основные требования к проведению измерений объема, плотности и температуры нефти
6.3.3.1. Уровень общего объема жидкости в резервуарах измеряют стационарными уровнемерами или вручную измерительной рулеткой с грузом.
Измерение уровня рулеткой осуществляют в следующей последовательности.
Проверяют базовую высоту как расстояние по вертикали от днища
в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края
измерительного люка или до риски направляющей планки
измерительного люка. Полученный результат сравнивают с известной
(паспортной) величиной базовой высоты, нанесенной на резервуаре.
Если базовая высота (H ) отличается от полученного результата
б
более чем на 0,1% H , необходимо выяснить причину изменения
б
базовой высоты и устранить ее.
На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара.
Опускают ленту рулетки с грузом медленно до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти, не допуская волн.
Поднимают ленту рулетки вверх строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на измерительной ленте.
Отсчет по ленте рулетки проводят до 1 мм сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком.
Для измерения высоты пустоты рулетку с грузом опускают ниже уровня нефти. Первый отсчет (верхний) берут по рулетке на уровне риски планки замерного люка. Для облегчения измерения и расчетов высоты пустоты рекомендуется при проведении измерения совмещать отметку целых значений метра на шкале рулетки с риской планки замерного люка. Затем рулетку поднимают строго вверх без смещения в стороны и берут отсчет на месте смоченной части ленты (или лота) нефтью (нижний отсчет).
Высота пустоты находится как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.
Уровень нефти в резервуаре определяют вычитанием полученного значения из паспортной величины базовой высоты (высотного трафарета) для данного резервуара.
Измерение уровня общего объема жидкости в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются на 1 мм, то в качестве результата измерения уровня принимают их среднее значение. Если полученное расхождение измерений более 1 мм, измерения повторяют еще дважды и берут среднее по трем наиболее близким измерениям.
Затем по градуировочной таблице на данный резервуар вычисляют общий объем жидкости в резервуаре.
Ленту рулетки до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.
6.3.3.2. Измерение уровня подтоварной воды в резервуарах проводят при помощи водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности.
Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон.
Водочувствительную пасту наносят тонким слоем (0,2 - 0,3) мм на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон.
Рулетка с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды должны выдерживаться в резервуаре неподвижно в течение 2 - 3 минут, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.
Измерение уровня подтоварной воды в резервуаре проводят в последовательности, описанной в 6.3.3.1.
Измерение уровня подтоварной воды должно быть повторено, если на ленте или пасте она

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