МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ (МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION (ISC)

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАНДАРТИЗАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МАССЫ НЕФТИ ПРИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ

Издание официальное

Москва

Стандартинформ

2012

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 — 92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2 — 2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены»

Сведения о рекомендациях

1    РАЗРАБОТАНЫ Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»), Межрегиональным открытым акционерным обществом «Нефтеавтоматика» (МОАО «Нефтеавтоматика»)

2    ВНЕСЕНЫ Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3    ПРИНЯТЫ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 10 июня 2010 г. № 37)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004—97 Код страны по МК (ИСО 3166) 004—97 Сокращенное наименование национального органа по стандартизации Азербайджан AZ Аз стандарт Армения т Минэкономики Республики Армения Казахстан КZ Госстандарт Республики Казахстан Кыргызстан KG Кыргызстандарт Молдова MD Молдова-Стандарт Российская Федерация RU Росстандарт Таджикистан и Таджикстандарт Узбекистан UZ Узстандарт Украина UA Госпотребстандарт Украины

4    Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 21 декабря 2010 г. № 829-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 100—2010 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2012 г.

5    ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящих рекомендаций, изменениях и поправках к ним, а также тексты изменений и поправок публикуются в информационном указателе «Национальные стандарты»

©Стандартинформ, 2012

В Российской Федерации настоящие рекомендации не могут быть полностью или частично воспроизведены, тиражированы и распространены в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

Окончание таблицы 1

Наименование СИ и оборудования, входящих в состав СИКН Пределы допускаемой погрешности СИ Примечание 2.3 АРМ-оператора На вновь строящихся и реконструируемых СИКН и при наличии по проекту 2.4 Стационарная поверочная установка 1-го или 2-го разряда 3 Дополнительные СИ и оборудование 3.1 ПП эталонный стационарный в БИК ±0,1 кг/м3 4) При наличии по проекту 3.2 Преобразователь вязкости в БИК ± 1,0 %3> При наличии по проекту 3.3 Преобразователь влагосодержа-ния поточный (основной и резервный) в БИК + 0,1 %4> При наличии по проекту 3.4 Преобразователь серосодержа-ния поточный в БИК с диапазонами измерений: -    от 0 % до 0,6 % -    от 0,1 % до 1,8 % -    св. 1,8 % до 5,0 % ± 0,02 % 4> ± 0,06 % 4> ± 0,18 %4> При наличии по проекту 3.5 Устройство корректировки коэффициента преобразования ПР по расходу или расходу и вязкости ± 0,05% 2) При наличии по проекту, для корректировки коэффициента преобразования ПР 3.6 Суммирующий прибор ± 0,05 % 2) При числе рабочих измерительных линий две и более и отсутствии в СОИ встроенной функции суммирования 3.7 Индикатор (датчик) контроля наличия свободного газа При наличии по проекту 3.8 Термостатирующий цилиндр в БИК При наличии по проекту 3.9 Промывочный насос в БИК При наличии по проекту 3.10 Газосигнализатор в БИК 3.11 Датчик пожара в БИК 3.12 Вентилятор вытяжной в БИК 3.13 Нагреватель электрический с терморегулятором в БИК ^ 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. 5)    При применении частотного регулятора числа оборотов циркуляционного насоса регулятор расхода в БИК не устанавливают.

Примечания

1    На существующих СИКН до их реконструкции допускается применение преобразователей давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,6 %.

2    Вместо контрольного ПР может быть установлен ЭПР, если это предусмотрено ТЗ на проектирование СИКН. Также может быть применен ЭПР на мобильной (передвижной) установке. Периодичность поверки ЭПР должна быть установлена в описании типа (в приложении к сертификату об утверждении типа).

6.1.5    Основные требования к СОИ и АРМ-оператора

6.1.5.1    Перечень функций, выполняемых СОИ:

-    вычисление объема нефти при рабочих условиях и приведение к стандартным условиям, в том числе 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;

-    вычисление массы нефти;

-    вычисление средневзвешенного значения плотности нефти при условиях измерения объема за отчетный период (2 ч, смена, сутки) и приведение к стандартным условиям;

-    вычисление средневзвешенных значений температуры и давления для каждой измерительной линии и для СИКН в целом за отчетный период (2 ч, 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 в зависимости 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 нефти при вводе с клавиатуры АРМ-оператора значений содержания воды, хлористых солей и механических примесей, определенных в испытательной лаборатории, в том числе с помощью лабораторных экспресс-анализаторов, 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 МИ, разработанной для СИКН;

-    индикация и автоматическое обновление на экране монитора текущих значений технологических параметров СИКН и качественных параметров нефти согласно ТЗ на проектирование или ТЗ на программное обеспечение СИКН;

-    защита от несанкционированного доступа к константам системы, участвующим в вычислении массы нефти, результатов поверки и КМХПР;

-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.

6.1.5.2    Конкретный перечень функций, обязательных к реализации в СОИ, определяют в ТЗ на проектирование СИКН или ТЗ на разработку программного обеспечения СОИ.

6.1.5.3    Требования и перечень (объем) технологической и измерительной информации, отображаемой на мониторе АРМ-оператора, перечень отчетныхдокументов, формируемых в АРМ-оператора, определяют в ТЗ на разработку программного обеспечения АРМ-оператора.

6.1.6    Основные требования к эксплуатации СИКН

6.1.6.1    ПР поверяют на месте эксплуатации по утвержденным в установленном порядке методикам поверки с помощью ПУ (1-го или 2-го разряда) или эталонного преобразователя расхода с пределами допускаемой относительной погрешности в точке расхода не более ± 0,1 %. Диапазоны измерений ПУ и ЭПР в кубических метрах в час (м³/ч) должны соответствовать проектному рабочему диапазону расходов через ПР.

6.1.6.2    При отключении рабочего и при отсутствии резервного поточного ПП плотность нефти определяют эталонным или лабораторным плотномером, или ареометром с учетом систематических

РМГ100—2010

погрешностей измерения плотности, установленных в свидетельствах об аттестации соответствующей МИ плотности по рекомендациям [5].

6.1.6.3    В процессе эксплуатации СИКН рекомендуется контролировать следующие параметры:

а)    Расход нефти через измерительные линии или значение flv в зависимости от вида реализации в СОИ градуированной характеристики ПР.

Расход нефти или значение flv должно находиться в пределах рабочего диапазона расходов или значений flv 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 значений их метрологических характеристик от установленных значений;

-    достоверность и представительность отбираемой пробы. Должно быть обеспечено 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 условия изо-кинетичности отбора проб, вычисляют согласно приложению Б.

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 значение избыточного давления после ПР устанавливают и поддерживают не менее значения, определяемого по формуле

Р = 2,06 Р_н + 2 АР,    (1)

где Р — минимальное значение избыточного давления после ПР, МПа;

Р_н — давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти в СИКН, МПа;

АР — перепад давления на ПР, указанный в техническом паспорте на ПР данного типа, МПа.

Пример — Исходные данные для расчета:

Р_н = 500 мм pm. cm. = 0,067 МПа; АР = 0,05 МПа.

Минимальное значение избыточного давления после ПР должно быть не ниже:

Р = 2,06 0,067 + 2 0,05 = 0,24 МПа.

г)    Перепад давления на фильтрах.

Значение перепада давления на фильтрахдолжно быть не более значения, указанного в паспорте на фильтр данного типа, или не должно превышать значения 2ДР_ф, где ДР_ф — перепад давления на фильтре при максимальном расходе, определенный на месте эксплуатации (на конкретном СИКН) после чистки фильтра.

Чистку фильтров проводят при достижении перепада давления 2АР_ф, но не реже одного раза в квартал с оформлением акта.

д)    Вязкость нефти.

1)    При отсутствии устройства корректировки коэффициента преобразования турбинного ПР по вязкости значение вязкости нефти не должно отличаться от значений, при которых была проведена поверка турбинного ПР, более чем на:

±2-1СГ⁶ м²/с —для турбинных ПР «Турбоквант», «Норд-М» Ду 40 — 200;

±5-10“⁶м²/с —для турбинных ПР «Ротоквант» Ду 400, Ду250, Ду200, Ду150; МИГ Ду 40, Ду 65, Ду 100, Ду 150; Смит-150, Смит-200;

±10-10“⁶ м²/с —для турбинных ПР МИГ-200, МИГ-250, МИГ-400, Смит-250.

Для ПР другихтипов пределы изменений вязкости не должны превышать значений, установленных при проведении испытаний в целях утверждения типа этихПР.

2)    При наличии устройства или алгоритма корректировки коэффициента преобразования ПР в зависимости от изменения вязкости значение flv должно находиться в пределах рабочего диапазона значений flv, указанных в свидетельстве о поверке ПР.

6.1.6.4    Поверку и КМХ рабочих ПР проводят без нарушения учетных операций количества и качества нефти.

6.1.6.5    Учет количества нефти при отказахСИ и оборудования СИКН, повреждении пломб и оттисков клейм и при поступлении на СИКН некондиционной нефти проводят согласно приложению В.

6.1.7 Основные требования к эксплуатации ПР

6.1.7.1 При эксплуатации проводят периодические поверки (очередные, при необходимости — внеочередные) и КМХ преобразователей расхода.

9

6.1.7.2    При поверке рабочего ПР измерение количества нефти, проходящей через рабочий ПР во время его поверки, допускается проводить с использованием контрольного ПР.

6.1.7.3    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.

6.1.7.4    Поверку ПР проводят в ручном или автоматическом режиме. Коэффициенты преобразования ПР, определенные при поверке, устанавливают в СОИ вручную или автоматически.

6.1.7.5    В зависимости от способа реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР его коэффициенты преобразования представляют в виде:

-    постоянного значения во всем рабочем диапазоне расходов (/С_д, имп./м³);

-    постоянных значений коэффициента преобразования в поддиапазонах расходов (К_т, имп./м³);

-    вычисляемых значений коэффициента преобразования в точках поддиапазона расходов или отношения значения расхода (частоты ПР) к вязкости (К_ВЬ|Чу, имп./м³).

6.1.8 Контроль метрологических характеристик ПР

6.1.8.1    В межповерочном интервале проводят КМХ рабочих ПР согласно графикам.

Порядок разработки, утверждения и согласования графика устанавливают в Инструкции по эксплуатации СИКН. Графики проведения КМХ разрабатывают с учетом межконтрольного интервала ПР, установленного в соответствии 6.1.9.

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), измеренной при КМХ. Значение вязкости, измеренной поточным вискозиметром или в испытательной лаборатории, вносят в протокол КМХ.

6.1.8.2    КМХ ПР, находящихся в резерве на момент проведения КМХ остальных ПР, допускается не проводить. КМХ ПР, находящегося в резерве более одного межконтрольного интервала, должен быть проведен в течение смены после ввода его в рабочий режим в текущей точке расхода согласно 6.1.8.5, перечисление а).

6.1.8.3    Результаты КМХ рекомендуется оформлять протоколом, автоматически формирующимся в АРМ-оператора. При отказе АРМ-оператора протоколы оформляют вручную, форма протокола приведена в приложении Г. Протоколы подписывают представители сторон, принимающей и сдающей нефть, и организации, проводящей техническое обслуживание СИКН.

6.1.8.4    При КМХ ПР рекомендуется определять фактические значения коэффициентов преобразования на месте эксплуатации в рабочем диапазоне расходов (К_а, К_т или К, —согласно 6.1.8.5) и относительных отклонений их значений от значений коэффициентов преобразования, установленных во вторичной аппаратуре ПР или СОИ, или вычисляемых СОИ.

6.1.8.5    КМХ ПР проводят по ПУ, контрольному или эталонному ПР в следующем порядке.

а)    При любом виде реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР КМХ проводят в текущей (рабочей) точке расхода, определенного при КМХ.

Технологическое подключение контролируемого ПР к ПУ, контрольному или эталонному ПР осуществляют без вывода контролируемого ПР из режима измерений и изменения значения текущего расхода через него.

Далее, в зависимости от вида реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР, выполняют операции в следующем порядке.

б)    Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ (ВА) в виде постоянного значения коэффициента преобразования в рабочем диапазоне расходов (/Сд), то КМХ ПР проводят при 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_т), то КМХ ПР проводят в каждом поддиапазоне расходов в средней точке, кроме поддиапазона согласно перечислению а).

г)    Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ (ВА) в виде ломаной линии, соединяющей значения коэффициентов преобразования в различныхточкахдиапазона расходов (Kj), и СОИ (ВА) имеет функцию коррекции коэффициента в зависимости от расхода, КМХ проводят в каждом отрезке ломаной линии (поддиапазоне расходов) в средней точке, кроме поддиапазона согласно перечислению а).

д)    Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ в виде полинома второго порядка зависимости К= F(ffv) и градуировочная характеристика разбита на поддиапазоны, КМХ проводят в каждом поддиапазоне значений flv в одной точке, кроме поддиапазона согласно перечислению а).

РМГ100—2010

е) Если СОИ автоматически устанавливает коэффициент преобразования ПР, определенный при КМХ, после подтверждения персоналом необходимости установки нового коэффициента, то КМХ проводят только согласно перечислению а).

6.1.8.6    Если ПР эксплуатируют при стабильном значении расхода (с отклонением не более ± 10 %) в течение двух межконтрольных интервалов подряд (до и после проведения текущего КМХ), по обоюдному согласию сдающей и принимающей сторон, КМХ допускается проводить только согласно 6.1.8.5, перечисление а), что устанавливают в Инструкции по эксплуатации СИКН.

6.1.8.7    В случае несоблюдения условия 6.1.8.6 или эксплуатации ПР в различных поддиапазонах расходов в течение двух межконтрольных интервалов подряд (до и после проведения текущего КМХ) КМХ проводят согласно 6.1.8.5, перечисления а), б), в), г), д).

Примечание — КМХ ПР согласно 6.1.8.5, перечисления в), г), д) допускается проводить только в тех поддиапазонах расходов, в которых эксплуатируют ПР в течение двух межконтрольных интервалов подряд (до и после текущего КМХ).

6.1.8.8    Определение коэффициента преобразования ПР в каждой контролируемой точке расхода проводят в соответствии с требованиями методики поверки ПР. В каждой точке расхода проводят не менее трех измерений. Значение коэффициента преобразования вычисляют до пяти значащих цифр.

6.1.8.9    С целью уменьшить интенсивность эксплуатации ПУ допускается проводить КМХ рабочих ПР по контрольному, предварительно определив отклонение его коэффициентов преобразования в каждой точке расхода К)-от значений, полученных при поверке. При этом должны быть соблюдены условия:

- среднеквадратичное отклонение результатов пяти последовательных измерений должно быть не более 0,02 %;

-отклонение значений Kj, полученных при КМХ, от значений, установленных в свидетельстве о поверке, не должно превышать! 0,1 %.

В случае невыполнения перечисленных условий КМХ ПР по контрольному ПР не проводят.

6.1.8.10    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 6.1.8.9, устанавливают в Инструкции по эксплуатации СИКН.

6.1.8.11    Относительные отклонения коэффициентов преобразования ПР, полученных при КМХ, от установленных или вычисляемых в СОИ значений коэффициентов определяют по нижеуказанным формулам:

а) Для случая 6.1.8.5, перечисление а):

К_тек Ку_СТ ^§™⁼ Кусу ^100,

где 5,._чк — значение относительного отклонения, полученное при проведении КМХ в текущей (рабочей) точке расхода, %;

К_тек — значение коэффициента преобразования, полученное при проведении КМХ в текущей (рабочей) точке расхода, имп./м³;

Куст — значение коэффициента преобразования, установленное в СОИ (или ВА) согласно свидетельству о поверке ПР или вычисляемое СОИ, имп./м³. В зависимости от вида реализации в СОИ (или в ВА) градуировочной характеристики ПР в формуле (2) значение /С_уст принимают равным:

-    /С_д, если градуировочная характеристика ПР в СОИ (или в ВА) реализована согласно 6.1.8.5, перечисление б);

-    Кдд, если градуировочная характеристика ПР в СОИ (или в ВА) реализована согласно 6.1.8.5, перечисление в), где j— поддиапазон расходов, в котором находится текущая (рабочая) точка расхода при КМХ;

-    /С_ВЬ|Чу — значение коэффициента преобразования ПР, вычисленное СОИ, если градуировочная характеристика ПР в СОИ реализована согласно 6.1.8.5, перечисления г) и д).

б) Для случая 6.1.8.5, перечисление б):

«. К_{(минмакс}) к_д ^§д =-Г_л-¹⁰°-

где 5_Д — значения относительных отклонений, полученные при КМХ при минимальном и максимальном значениях расхода рабочего диапазона соответственно, %;

11

РМГ100—2010

6.1.8.13    Абсолютные значения относительных отклонений коэффициентов преобразований, определенные по формулам (2), (3), (4), (5), (6) и (7), не должны превышать 0,15 %.

6.1.8.14    Если отклонение коэффициента преобразования превышает допустимый предел, при участии всех заинтересованных сторон выясняют причины, принимают меры по ихустранению (исключая демонтаж и разборку ПР, могущую повлечь за собой изменение коэффициента преобразования ПР) и проводят повторный КМХ.

6.1.8.15    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.

6.1.8.16    В случае положительных результатов контроля ПР выводят из работы и включают в работу не менее чем через 1 ч. После включения в работу начинают отсчет следующего межконтрольного интервала.

Примечание — Условие согласно 6.1.8.16 — только для СИКН, эксплуатируемых в непрерывном режиме.

6.1.9 Установление межконтрольного интервала ПР

6.1.9.1    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 ремонтов ПР.

6.1.9.2    Установление межконтрольного интервала рекомендуется выполнять организации, проводящей техническое обслуживание СИКН, совместно с представителями сдающей и принимающей сторон.

6.1.9.3    Согласно методике поверки ПР и с учетом реализации в СОИ (или в ВА) градуировочной характеристики ПР определяют его коэффициенты преобразования, устанавливают их в СОИ (или в ВА) и включают ПР в режим непрерывной работы.

6.1.9.4    При непрерывной работе ПР в течение 30 сут (не менее) с интервалом 5 сут рекомендуется проводить определение его коэффициента преобразования, вычислять относительное отклонение полученного значения коэффициента преобразования от значения, установленного в СОИ (или в ВА) согласно 6.1.9.3.

Примечания

1    Подключение ПР к ПУ или к ЭПР проводят без изменения значения расхода нефти через ПР.

2    Определение коэффициента преобразования ПР проводят в одной точке (при текущем расходе) с использованием ПУ или ЭПР.

6.1.9.5    Относительное отклонение коэффициента преобразования вычисляют для точки текущего расхода согласно 6.1.8.11 в зависимости от вида реализации в СОИ (ВА) градуировочной характеристики ПР.

6.1.9.6    При выявлении превышения отклонения коэффициента преобразования ПР от установленного 6.1.8.13 в течение интервала времени менее 30 сут дальнейшие испытания рекомендуется прекратить и для ПР установить межконтрольный интервал.

Пример — Если через 15 сут отклонение значения коэффициента преобразования не превысило допускаемые пределы, а через 20 сут превысило, межконтрольный интервал устанавливают 15 сут.

6.1.9.7    При отсутствии превышения отклонения коэффициента преобразования ПР от установленного в 6.1.8.13 в течение 30 сут и более дальнейшие испытания рекомендуется также прекратить и межконтрольный интервал установить 30 сут.

6.1.9.8    Межконтрольный интервал (интервал стабильной работы) в зависимости от интенсивности эксплуатации ПР рекомендуется установить либо в часах наработки, либо в календарном времени (сутках).

6.1.9.9    Установление межконтрольного интервала представители сторон согласно 6.1.9.2 оформляют трехсторонним актом, значение межконтрольного интервала вносят в формуляр СИКН.

6.1.9.10    Допускается установление межконтрольного интервала проводить по другим методикам, утвержденным сдающей и принимающей нефть сторонами и согласованным региональными органами национального органа по стандартизации.

6.1.9.11    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 6.1.9.3 — 6.1.9.9.

13

РМГ100—2010

6.1.10    Основные требования к поверке и градуировке поточных ПП

6.1.10.1    Поверку поточных ПП проводят по измерительному комплекту металлических напорных пикнометров или по эталонному плотномеру.

6.1.10.2    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.

6.1.10.3    Поверочный стенд — стенд, позволяющий проводить поверки ПП на жидкостях с разными значениями плотности и при разныхзначенияхдавления, оснащенный эталонным плотномером или измерительным комплектом металлических напорных пикнометров.

6.1.10.4    Основной метод поверки поточных ПП — на месте эксплуатации в рабочих условиях.

6.1.10.5    Поверку ПП проводят по методикам поверки, утвержденным и зарегистрированным в установленном порядке.

6.1.10.6    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 в 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.

6.1.10.7    При контроле согласно 6.1.10.6 период колебаний выходного сигнала ПП должен соответствовать 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.

6.1.10.8    Градуировку ПП рекомендуется проводить в случаях, если:

а)    отклонение периода колебаний выходного сигнала превышает пределы, указанные в 6.1.10.7;

б)    при поверке пределы допускаемой погрешности ПП превышают установленные значения.

6.1.10.9    Градуировку поточных ПП проводят на поверочном стенде, поверочной установке или на рабочем месте по действующим методикам с последующей поверкой в установленном порядке.

6.1.11    Контроль метрологических характеристик поточных ПП

6.1.11.1    Контроль MX поточных ПП рекомендуется проводить не реже одного раза в 10 сут одним из способов, изложенных ниже. Результаты контроля метрологических характеристик представляют в протоколе контроля MX ПП, формируемом в АРМ-оператора.

При отсутствии или отказе АРМ-оператора протокол следует оформлять вручную.

6.1.11.2    При контроле сравнивают результаты измерений ПП с результатами измерений плотности с использованием эталонного плотномера или переносной пикнометрической установки в рабочих условиях (при рабочих значениях плотности, температуры и давлении нефти), которую подключают последовательно к контролируемому ПП.

6.1.11.3    При отсутствии эталонного плотномера и переносной пикнометрической установки допускается контроль MX рабочего ПП проводить по резервному ПП (при его наличии в БИК) при условии, если резервный ПП после последнего контроля его MX не эксплуатировали в режиме рабочего и результаты контроля MX были положительными.

При этом оба ПП подключают последовательно друг к другу.

6.1.11.4    При контроле MX ПП с использованием эталонного плотномера или резервного ПП проводят не менее трех последовательных измерений. Для каждого измерения должно быть выполнено условие

1Рпл/ Ро/1 — ^пл ^о>    (®)

где р_пл) — плотность нефти, измеренная с помощью рабочего ПП при /-м измерении, кг/м³;

ро, — плотность нефти, измеренная с помощью эталонного плотномера или резервного ПП при /-м

измерении, кг/м³;

Д_пл — предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего ПП, кг/м³;

Д₀ — предел допускаемой абсолютной погрешности эталонного плотномера или резервного МП согласно свидетельству о поверке, кг/м³.

РМГ100—2010

6.1.11.5    При несоблюдении условия (9) для одного из измерений результат этого измерения из обработки исключают и проводят еще одно дополнительное измерение.

6.1.11.6    В случае несоблюдении условия (9) для двух и более измерений и в случае повторного невыполнения условия (9) после дополнительного измерения согласно 6.1.11.5 проводят операции по

6.1.11.13.

6.1.11.7    При контроле MX с использованием переносной пикнометрической установки проводят одно измерение.

Должно быть выполнено условие

1Рпл Рппр I — ^ПЛ ⁺ ^ппр>    0    0)

где р_пл — плотность нефти, измеренная с помощью рабочего ПП, кг/м³;

Рппр — плотность нефти, измеренная с помощью переносной пикнометрической установки, кг/м³;

Д_пл — предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего ПП, кг/м³;

Д_ППр — предел допускаемой абсолютной погрешности переносной пикнометрической установки согласно свидетельству о поверке, кг/м³.

6.1.11.8    При невозможности осуществить контроль MX ПП способами, изложенными в 6.1.11.2 и 6.1.11.3, контроль MX ПП проводят сличением результата его измерений (р_пл, кг/м³) с результатом измерения плотности нефти с использованием ареометра или лабораторного плотномера и вычисляют разность плотностей Д_р, кг/м³, по формуле

^— Рпл/^— Рлаб'    0 ”0

где р_лаб—значение плотности, измеренной с помощью ареометра или лабораторного плотномера j-й точечной пробы нефти, отобранной в момент измерения р_пл( с учетом систематической погрешности метода (из свидетельства об аттестации МИ плотности), и приведенное к условиям в БИКсогласно рекомендациям [5], кг/м³.

6.1.11.9    Рекомендуется проводить не менее трех последовательных измерений. Для каждого измерения должно быть выполнено условие

|Д_р|<Д_пл + Д_мет,    (12)

где Д_мет — погрешность метода измерения плотности нефти с помощью ареометра или лабораторного плотномера из свидетельства о метрологической аттестации МИ плотности согласно рекомендациям [5], кг/м³.

6.1.11.10    При несоблюдении условия (12) для одного из измерений результат этого измерения из обработки исключают и проводят еще одно дополнительное измерение.

6.1.11.11    В случае несоблюдении условия (12) для двух и более измерений и в случае повторного невыполнения условия (12) после дополнительного измерения согласно 6.1.11.10 проводят операции по

6.1.11.13.

6.1.11.12    При несоблюдении условий (9), (10), (12) выясняют причины: ошибки оператора, несоблюдение условий контроля, неучтенные факторы и т. д.

6.1.11.13    Если причины, влияющие на результаты контроля MX, не установлены, внутреннюю полость измерительной трубки контролируемого ПП промывают, очищают от отложений и механических примесей. Промывку и очистку от отложений рекомендуется проводить без демонтажа ПП. После этого проводят повторный контроль его MX согласно 6.1.11.3 и 6.1.11.4 или 6.1.11.7 или 6.1.11.8 и 6.1.11.9.

6.1.11.14    При повторном невыполнении условий (9), (10), (12) проводят внеочередную поверку поточного ПП.

6.1.11.15    В целях анализа технической надежности и стабильности МХППдля реализации диагностики метрологических отказов результаты КМХ рекомендуется вносить и сохранять в АРМ-оператора и индицировать на экране монитора в виде графиков (трендов).

6.1.12 Определение массы нефти при отказах и отключениях поточных ПП

6.1.12.1 Порядок перехода на определение плотности нефти в испытательной лаборатории устанавливают в Инструкции по эксплуатации СИКН.

Порядок вычисления массы нефти на период отказа или отключения ПП устанавливают в МИ массы нефти или в другом документе, прилагаемом к договору на поставку нефти.

15

6.1.12.2    При отказе рабочего ПП и при отсутствии резервного (или при отказе обоих ПП) массу нефти за смену М_ом, т, вычисляют по формуле

^- ^см'Ррасч'Ю I    ("13)

где \/_см — объем нефти, измеренный СИКН за смену в рабочих условиях, или этотже объем, приведенный к стандартным условиям;

Ррасч — расчетное значение плотности нефти, используемое для вычисления массы нефти за смену, кг/м³.

6.1.12.3    Определение расчетного значения плотности нефти (р_раоч)

а)    При отборе среднесменной пробы нефти автоматическим пробоотборником

Измеряют плотность нефти среднесменной пробы с использованием ареометра или лабораторного плотномера, на результат измерения вводят поправку согласно свидетельству о метрологической аттестации соответствующей МИ плотности, полученное значение плотности приводят или к условиям измерения объема нефти за смену согласно рекомендациям [5], или к стандартным условиям.

б)    При отказе или отсутствии автоматического пробоотборника

1)    Каждые два часа проводят отбор точечной пробы нефти. Измеряют плотность нефти точечной пробы с использованием ареометра или лабораторного плотномера, на результат измерения вводят поправку согласно свидетельству о метрологической аттестации соответствующей МИ плотности, полученное значение плотности приводят или к условиям измерения объема нефти за смену согласно рекомендациям [5], или к стандартным условиям.

2)    При равномерном режиме перекачки (откачки) нефти в течение смены расчетное значение плотности нефти р_раоч, кг/м³, вычисляют по формуле

П

1р/

Рраоч = ⁱ7T-    (14)

где р|— значение плотности /-й точечной пробы в течение смены согласно 6.1.12.3, перечисление б),

1), кг/м³;

п — число точечных проб нефти в течение смены.

3) При неравномерном режиме перекачки (откачки) нефти в течение смены расчетное значение плотности нефти р_расч, кг/м³, вычисляют по формуле

Едцр/

Ррасч ~ п ’    (15)

Хдц

1=1

где ДЦ — приращение объема перекачанной (откачанной) нефти за период между двумя последовательными отборами точечных проб, м³;

р, — значение плотности /-й точечной пробы в течение смены согласно 6.1.12.3, перечисление б),

1), кг/м³.

Примечание — Режим перекачки (откачки) в течение смены считают неравномерным, если объемы перекачки или откачки в кубических метрах за два последовательных периода различаются на 10 % и более. (Период — 2 ч.)

6.1.12.4    Массу нефти, перекачанной (откачанной) в течение суток, М^т, вычисляют как сумму масс нефти, вычисленных за каждую смену, по формуле

Мсут = £Мсм>    (16)

/=1

где п — число смен в течение суток.

6.1.12.5    Вычисление массы нефти за смену и за сутки при отказе обоих ПП допускается выполнять в СОИ или АРМ-оператора вводом с клавиатуры расчетных значений плотности нефти при наличии в СОИ или АРМ-оператора соответствующих алгоритмов вычислений.

6.1.12.6    Эксплуатация СИКН без поточного ПП допускается в течение двух месяцев (не более). В течение указанного периода владелец СИКН принимает меры по восстановлению вышедшего из строя поточного ПП или замене его исправным.

РМГ100—2010

Содержание

1    Область применения...................................... 1

2    Нормативные ссылки....................................... 1

3    Термины и определения...................................... 1

4    Общие положения........................................ 3

5    Обеспечение единства измерений................................. 4

6    Определение массы нефти.................................... 5

7    Оформление результатов измерений................................ 20

Приложение А (рекомендуемое) Форма инструкции по эксплуатации систем измерений количества и

показателей качества нефти.............................. 23

Приложение Б (рекомендуемое) Расчет расхода нефти через пробозаборное устройство...... 26

Приложение В (рекомендуемое) Порядок учета нефти при отказах средств измерений и оборудования системы измерений количества и показателей качества нефти, повреждении пломб и оттисков клейм и при поступлении в систему измерений количества и показателей

качества нефти некондиционной нефти......................... 27

Приложение Г (рекомендуемое) Форма протокола контроля метрологических характеристик преобразователя расхода по поверочной установке..................... 30

Приложение Д (рекомендуемое) Форма журнала регистрации показаний средств измерений системы измерений количества и показателей качества нефти................ 32

Приложение Е (рекомендуемое) Формы актов приема-сдачи нефти по СИКН............ 33

Приложение Ж (рекомендуемое) Формы актов приема-сдачи нефти по резервуарам......... 40

Приложение И (обязательное) Формы паспорта качества нефти................... 45

Библиография............................................ 49

6.2 Измерение массы нефти прямым методом динамических измерений

6.2.1 Рекомендуемый состав СИКН для измерения массы нефти прямым методом динамических измерений приведен в таблице 2.

Таблица 2

Наименование СИ и оборудования, входящих в состав СИКН Пределы допускаемой погрешности СИ Примечание 1 Основные СИ и оборудование, устанавливаемые в технологической части СИКН 1.1 Измерительные линии 1.1.1 Массомер основной и резервный ± 0,25 % ^ 1.1.2 Массомер контрольный ± 0,20 % 2) При наличии по проекту 1.1.3 Преобразователи давления ±0,5 %з) 1.1.4 Преобразователи перепада давления (дифманометры) и манометры на фильтрах ±2,5 % 3) Для контроля загрязненности фильтров 1.1.5 Манометры + 0,6 % 3) 1.1.6 Преобразователи температуры в комплекте с термосопротивлениями (сенсорами) класса А + 0,2 °С 4> 1.1.7 Термометры стеклянные ± 0,2 °С 4> Цена деления 0,1 °С 1.1.8 Фильтры При наличии в составе СИКН отдельного блока фильтров фильтр на ИЛ не устанавливают 1.1.9 Задвижки или шаровые краны (запорная арматура) электроприводные, в том числе с гарантированным перекрытием потока и оборудованные устройствами контроля герметичности Только та запорная арматура, не-герметичность которой влияет на достоверность результатов измерений при учетных операциях, при поверках и КМХ массомеров 1.1.10 Регулятор расхода При наличии по проекту 1.1.11 Пробозаборное устройство (устанавливаемое на коллекторе СИКН) Согласно ГОСТ 2517 1.1.12 Регулятор давления на выходе СИКН При наличии по проекту 1.2 БИК 1.2.1 ПП поточный ± 0,36 кг/м3 4> 1.2.2 Преобразователь давления ±0,5 % 3) 1.2.3 Манометры ± 0,6 % 3) 1.2.4 Термометры стеклянные ± 0,2 °С 3) Цена деления 0,1 °С 1.2.5 Преобразователи температуры в комплекте с термосопротивлениями (сенсорами) класса А ± 0,2 °С 4> 1.2.6 Расходомер ± 5,0 % ^

Введение

В настоящих рекомендациях учтены основные нормативные положения «Рекомендаций по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденных Приказом Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 31 марта 2005 г. № 69.

IV

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАНДАРТИЗАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МАССЫ НЕФТИ ПРИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ

State system for ensuring the uniformity of measurements. Recommendations on definition of weight of oil at registration operations with application quantity measures and indicators of oil quality

Дата введения —2012 — 01—01

1    Область применения

1.1    Настоящие рекомендации устанавливают требования к системам измерений количества и показателей качества нефти и порядок определения при учетных операциях массы нефти прямым и косвенным методами динамических измерений с нормированными значениями погрешности.

1.2    Настоящие рекомендации могут быть применены предприятиями различных форм собственности, осуществляющими учетные операции с использованием систем измерений количества и показателей качества нефти, принятых в промышленную эксплуатацию в установленном порядке.

1.3    Положения настоящих рекомендаций могут быть учтены при разработке методик измерений массы нефти и инструкций по эксплуатации систем измерений количества и показателей качества нефти.

2    Нормативные ссылки

2.1    В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие нормативные

документы:

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

РМГ 97—2010 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы расчета

Примечание — При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных нормативных документов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3    Термины и определения

3.1    В настоящих рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1    система измерений количества и показателей качества нефти; СИКН: Совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной

Издание официальное

арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на методе динамических измерений массы брутто нефти и предназначенная:

-для получения информации об измеряемых параметрах нефти;

-для автоматической и ручной обработки результатов измерений;

-для индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки.

3.1.2    измерительный преобразователь: Техническое средство с нормируемыми метрологическими характеристиками, служащее для преобразования измеряемой величины в электрический измерительный сигнал, удобный для обработки, хранения и дальнейшего преобразования системой обработки информации.

Примечание — К измерительным преобразователям, включенным в состав СИКН, относятся: преобразователи расхода (объемного и массового), преобразователи плотности, преобразователи влагосодержания, преобразователи солесодержания, преобразователи вязкости, преобразователи температуры, преобразователи давления.

3.1.3    показывающий измерительный прибор: Средство измерений, предназначенное для получения и индикации непосредственно на месте измерения значения измеряемой величины в установленном диапазоне.

Примечание — В состав СИКН входят следующие показывающие измерительные приборы: манометры, стеклянные термометры.

3.1.4    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.

3.1.5    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.

3.1.6    автоматизированное рабочее место оператора: Персональный компьютер с соответствующим программным обеспечением в комплекте с монитором, клавиатурой и принтером, предназначенный для отображения мнемосхемы системы измерений количества и показателей качества нефти, текущих технологических и качественных параметров нефти, измеренных и вычисленных системой обработки информации, формирования отчетныхдокументов и вывода их на печатающее устройство.

3.1.7    измерительная линия: Часть конструкции системы измерений количества и показателей качества нефти, состоящая из преобразователей расхода в комплекте со струевыпрямителями или прямолинейными участками трубопроводов, оснащенная устройством отбора давления и карманом для термометра, преобразователями температуры и давления, манометром и термометром, задвижками и фильтром.

3.1.8    рабочая измерительная линия: Измерительная линия, находящаяся в работе при нормальном режиме эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти.

3.1.9    контрольная измерительная линия: Измерительная линия, применяемая для контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода и/или для измерения количества нефти, протекающей через рабочую измерительную линию при поверке преобразователя расхода, установленного на этой линии.

3.1.10    резервная измерительная линия: Измерительная линия, которая находится в ненагружен-ном резерве и в любой момент времени может быть включена в работу.

3.1.11    рабочий диапазон расходов и вязкости нефти: Область значений расходов и вязкости нефти, для эксплуатации в которой предназначены преобразователи расхода и в которой нормированы их метрологические характеристики.

3.1.12    контроль метрологических характеристик: Определение отклонения метрологических характеристик средств измерений в межповерочном интервале от действительныхзначений, полученныхпри последней поверке, с целью установить пригодность средств измерений к дальнейшей эксплуатации.

3.1.13    межконтрольный интервал: Промежуток времени между двумя очередными актами контроля, проводимого для выявления отклонения значений метрологических характеристик средств измерений от значений,определенных при поверке.

3.1.14    учетные операции: Операции, проводимые сдающей и принимающей нефть сторонами с целью определить массу брутто и массу нетто нефти для последующих расчетов, а также операции, проводимые при инвентаризации нефти и арбитраже.

РМГ100—2010

3.1.15    резервная схема учета: Схема учета, представляющая собой систему, применяемую для измерений массы нефти при отказе основной схемы — системы измерений количества и показателей качества нефти.

3.1.16    масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая в себя массу балласта.

3.1.17    масса балласта: Общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

3.1.18    масса нетто нефти: Величина, представляющая собой разность массы брутто нефти и массы балласта.

3.2 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;

-    МИ — методика измерений;

-    MX — метрологические характеристики;

-    НГДУ — нефтегазодобывающее управление;

-    ПП — преобразователь плотности;

-    ПР — преобразователь расхода;

-    ПСП — приемосдаточный пункт;

-    ПУ — поверочная установка;

-СИ — средство измерений;

-    СОИ — система обработки информации;

-    ТЗ—техническое задание;

-    ЭПР — эталонный преобразователь расхода.

4 Общие положения

4.1    Массу нефти определяют в соответствии с методикой измерений, разработанной и утвержденной в установленном порядке.

4.2    Основная схема измерения массы нефти предусматривает применение косвенного метода динамических измерений с использованием преобразователей объемного расхода, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры и давления или прямого метода динамических измерений с использованием массомеров.

Согласно резервной схеме измерения массы нефти 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 методы динамических измерений.

4.3    Пределы допускаемой относительной погрешности методов измерений массы нефти не должны превышать установленных национальным стандартом [1].

4.4    Приемосдаточные и периодические испытания (определение показателей) нефти проводят в соответствии стребованиями национального стандарта [2].

Определение показателей, составляющих балласт нефти, — содержания воды, хлористых солей и механических примесей, проводят по ГОСТ 2477, ГОСТ 21534 и ГОСТ 6370 соответственно.

Допускается определение показателей, составляющих балласт нефти, проводить анализаторами, имеющими сертификат об утверждении типа, и при наличии соответствующих МИ, аттестованных в установленном порядке¹).

Отбор проб нефти проводят по ГОСТ2517.

Испытания нефти представители сдающей и принимающей сторон проводят совместно в испытательной лаборатории, аккредитованной в установленном порядке.

4.5    Нефть при приеме и сдаче должна соответствовать требованиям национального стандарта [2].

4.6    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 на поставку нефти, инструкцией по эксплуатации СИКН и настоящими рекомендациями.

¹> На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 8.563-2009 [3].

з

4.7    На основании настоящих рекомендаций и инструкций по эксплуатации средств измерений, технологического и вспомогательного оборудования на каждую СИКН владелец разрабатывает инструкцию по эксплуатации СИКН (далее — инструкция), учитывающую конкретные условия эксплуатации. Типовая форма инструкции приведена в приложении А. Инструкцию утверждают руководители предприятий, сдающих и принимающих нефть по данной СИКН, и согласовывает организация, проводящая техническое обслуживание СИКН.

Пересмотр инструкции по эксплуатации СИКН выполняют через каждые 5 лет. В течение срока действия в инструкцию допускается вносить изменения и дополнения, согласованные сторонами, утвердившими инструкцию.

4.8    Состав СИКН, технические и метрологические характеристики СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, должны соответствовать проекту, разработанному на основании технического задания на проектирование, настоящих рекомендаций, других нормативных документов (в том числе вновь принятых после введения в действие настоящих рекомендаций), требования которых распространяются на СИКН в процессе их проектирования.

4.9    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 сдругой (сдающей или принимающей) стороной.

4.10    Проект должен иметь положительное заключение метрологической экспертизы уполномоченного метрологического института национального органа по стандартизации.

5 Обеспечение единства измерений

5.1    Вновь вводимые в эксплуатацию (выпускаемые) СИКН подлежат испытаниям в целях утверждения типа и внесению в Государственный реестр СИ. Испытания и первичную поверку СИКН в целом при вводе ее в эксплуатацию осуществляет Государственный центр испытаний средств измерений, аккредитованный в установленном порядке. В дальнейшем СИКН в целом подлежит периодической поверке.

5.2    Периодическую поверку СИ рекомендуется 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, выполняющей техническое обслуживание СИКН.

Периодическую поверку весов, мерников, передвижных поверочных установок, преобразователей расхода (в том числе массомеров), контрольных преобразователей расхода, эталонных преобразователей расхода, поточных плотномеров, преобразователей давления и температуры, манометров, установленных на измерительных линиях и в блоке измерений показателей качества нефти, преобразователей серосодер-жания, преобразователей влагосодержания, преобразователей вязкости, преобразователей систем обработки информации выполняют не реже одного раза в год, стационарных поверочных установок, мерников с весами, установленных стационарно и предназначенных для поверки поверочных установок, — не реже одного раза в два года, стеклянныхтермометров — не реже одного раза в три года, уровнемеров, применяемых в резервной системе учета нефти, — согласно описанию типа, но не реже одного раза в пять лет, резервуаров, применяемых в резервной схеме учета нефти, — не реже одного раза в пять лет.

Примечание — После каждого капитального ремонта, ремонта связанного с изменением вместимости резервуара вследствие изменения его оснащенности внутренним оборудованием, резервуар подлежит внеочередной поверке.

5.3    Расходомеры, установленные в БИК, их ВА, если расходомер применяют в комплекте, перепа-домеры и манометры, измеряющие перепад давления на фильтрах, и другие СИ, результаты измерений которых не влияют на погрешность измерения массы нефти, подлежат калибровке не реже одного раза в год.

5.4    Внеочередную поверку СИ, входящих в состав СИКН, рекомендуется проводить в соответствии с требованиями правил по метрологии [4], 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 была проведена поверка турбинных ПР, более допускаемых пределов, установленных в описании типа ПР, — при отсутствии в СОИ алгоритма коррекции по вязкости;

РМГ100—2010

-    при отклонении значений f/v (отношения частоты к вязкости) в условиях эксплуатации от значений рабочего диапазона параметров f/v, при котором была проведена поверка турбинных ПР, если СОИ имеет функцию коррекции по вязкости;

-    по обоснованному требованию стороны, сдающей или принимающей нефть.

5.5    Калибровку СИ, перечисленных в 5.3, проводит метрологическая служба владельца СИКН или организация, аккредитованная на право выполнения калибровочных работ.

5.6    МИ массы разрабатывают в соответствии с национальным стандартом [4] и утверждают с оформлением свидетельства об аттестации и дальнейшей регистрацией в установленном порядке.

5.7    Программный комплекс, применяемый в АРМ-оператора, аттестуют в уполномоченном метрологическом институте национального органа по стандартизации с оформлением свидетельства о метрологической аттестации.

6 Определение массы нефти

6.1    Измерение массы нефти косвенным методом динамических измерений

6.1.1    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.

6.1.2    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.

6.1.3    Рекомендуемый состав СИКН с применением косвенного метода динамических измерений приведен в таблице 1.

6.1.4    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.

Таблица 1

Наименование СИ и оборудования, входящих в состав СИКН Пределы допускаемой погрешности СИ Примечание 1 Основные СИ и оборудование, устанавливаемые в технологической части СИКН 1.1 Измерительные линии 1.1.1 ПР рабочие, резервный ±0,15 “/о1» 1.1.2 ПР контрольный ±0,1 % 2> При наличии по проекту 1.1.3 Преобразователи давления ±0,5 %3> 1.1.4 Преобразователи перепада давления (дифманометры) и манометры на фильтрах ± 2,5 % 3) Для контроля загрязненности фильтров 1.1.5 Манометры + 0,6 % 3) 1.1.6 Преобразователи температуры в комплекте с термосопротивлениями (сенсорами) класса А + 0,2 °С 4> 1.1.7 Термометры стеклянные ± 0,2 °С 4> Цена деления 0,1 °С

Продолжение таблицы 1

Наименование СИ и оборудования, входящих в состав СИКН Пределы допускаемой погрешности СИ Примечание 1.1.8 Фильтр При наличии в составе СИКН отдельного блока фильтров фильтр на ИЛ не устанавливают 1.1.9 Задвижки или шаровые краны (запорная арматура) электроприводные, в том числе с гарантированным перекрытием потока и оборудованные устройствами контроля герметичности Только та запорная арматура, негер-метичность которой влияет на достоверность результатов измерений при учетных операциях, при поверках и КМХ ПР 1.1.10 Струевыпрямители При наличии по проекту 1.1.11 Регулятор расхода При наличии по проекту 1.1.12 Пробозаборное устройство (устанавливаемое на коллекторе СИКН) Согласно ГОСТ 2517 1.1.13 Регулятор давления на выходе СИКН При наличии по проекту 1.2 БИК 1.2.1 ПП поточный — основной и резервный ± 0,36 кг/м3 4> 1.2.2 Преобразователь давления ±0,5 % 3) 1.2.3 Манометры ± 0,6 % 3> 1.2.4 Термометры стеклянные ± 0,2 °С 3> Цена деления 0,1 °С 1.2.5 Преобразователи температуры в комплекте с термосопротивлениями (сенсорами) класса А ± 0,2 °С 4> 1.2.6 Расходомер ±5,0 %1) 1.2.7 Пробоотборник автоматический (основной и резервный) с диспергатором 1.2.8 Пробоотборное устройство для ручного отбора пробы с диспергатором 1.2.9 Регулятор расхода5) На вновь строящихся и реконструируемых СИКН и при наличии по проекту 1.2.10 Циркуляционный насос При обеспечении необходимого расхода в БИК допускается применение без-насосной схемы 2 Основные СИ и оборудование, устанавливаемые вне технологической части СИКН 2.1 СОИ ± 0,05 % 2> 2.2 Вторичная аппаратура ПР ± 0,05 % 2> В случае невозможности применения ПР без вторичной аппаратуры