РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ

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

КАЧЕСТВА НЕФТИ

РД ] 53-39.4-042-99

Дата «ведении 2000 - 06 - 01

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. № 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 ГСП. Государственный первичный эталон и общесоюзная поверочная схема для средств измерений плотности жидкости.

ГОСТ 8.092-73 ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, тягомеры, напоромеры и тягоиапоромеры 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 Гермопреобразователи 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.

ГОС Т 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды,

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб,

ГОС Т 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

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

ГОСТ 7502-S9 Рулетки измерительные металлические. Технические условия.

ГОСТ 9965-76 Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия.

ГОСТ 11851-85 Нефть. Метод определения парафина.

ГОСТ 18481-81В 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.

Г1Р 50.2.006-94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений.

Г1Р 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 следуюшне 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 дтя 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 магнитоиидукционными 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.

Дл -

Др? P;t7i “ p.-f( ’    (8)

где д    - среднее значение разностей Д_Р, за первые 30 смен после поверки ПП,

проверенных на анормальность, кг/м". При обнаружении резко выделяющихся измерений их заменяют результатами дополнительных измерений. р,„.    -    значение    плотности нефти, измеренное рабочим ПП в /-ую смену за первые 30

смен после поверки, кг/м'; р„    - значение плотности нефти, измеренное ареометром или лабораторным

плотномером в пробе, отобранной в момент измерения р„_м, приведенное к условиям в БИК, кг/м'.

Не реже одного раза в (0 дней показания рабочего ПП сравнивают с плотностью нефти, измеренной ареометром или лабораторным плотномером и вычисляют разность плотностей д_р_ кг/м , по формуле

Ар" Рш Р,о    (9)

где р_л - значение плотности нефти, измеренное ареометром или лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения р_пл, приведенное к условиям в БИК, кг/м'.

Должно выполняться условие:

где - предел допускаемой погрешности ареометра (+0,5 кг/м'') или лабораторного плотномера, кг/м³, (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

iVTaccy брутто нефти    т,    при    отключении    Г1П    и    при отсутствии резервного ПП

вычисляют по формуле

Н,_Р= У ^х Рда v ^х КГ³,    (11)

где V - объем нефти, прошедшей через СИКИ, m^j;

Ру_Я л " плотность нефти, измеренная ареометром или лабораторным плотномером, с учетом систематической погрешности метода, приведенная к условиям измерения объема или к нормальным условиям в соответствии с МИ 2153, кг/м³.

До проведения оценки погрешности метода согласно МИ 2153 приложения 4 допускается массу брутто нефти определять по формуле

Hi_P~ Кх р,х КГ н-ДЛА    (12)

где р, - плотность нефти, измеренная ареометром или лабораторным плотномером и приведенная к условиям измерения объема или к нормальным условиям без учета систематической погрешности метода, кг/м ’;

ДА/ - поправка на массу брутто нефти, определенная по формуле

АЛ/ = Ух р,х Кр х 10’" ,

где К_р - поправочный множитель, определенный по методике, приведенной в приложении

Е.

6.2 Измерение массы брутто нефти массовым динамическим методом

6.2.1 Рекомендуемый состав С.ИКН приведен в таблице 2.

Таблица 2

Наименование СИ и оборудования, входящих в состав СИКН Предел допускаемой погрешност и СИ Примечание 1 2 3 / 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 2.3 Преобразователь давления на ± 0,6% проекту. измерительной линии 2.4 Плотномер ± 0,5 кг/м"' 2.5 Влагомер ±0,1% При наличии по ( абс, ед.) проекту. 2.6 Преобразователь температуры в БИК ± 0,2 °С 2.7 Преобразователь давления в БИК ± 0,6% 2.S УОИ ± 0,05% 2.9    Регулятор давления 2.10    Регулятор расхода 2.11    Датчик контроля загазованности 2.12    Датчик контроля наличия свободного газа. При наличии по 2.13 Устройство для измерения остаточного проекту. При наличии по газоеодержаиия (растворенного газа) проекту.

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

где М - масса брутто нефти, измеренная массомером, т;

М_р - масса брутто нефти, измеренная комплектом Т.ПУ и П11 или 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 ста тическим методом 6.3.1 Перечень СИ, используемых при объемно-массовом статическом методе приведен в таблице 3.

Таблица 3

Наименование СИ п оборудования, используемых при объемно-массовом статическом методе Погрешность измерений вместимости резервуара Предел допускаемой погрешности СИ ] Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические вместимостью от 100 м'до 200 м' 2 Резервуары стальные вертикальные цилиндрические при измерении объема жидкости ± 0,2% ±0,1%-±0,2% - 3 Резервуары железобетонные цилиндрические, РД 50-156-79 ± 0,2% — 4 Уровнемеры стационарные или рулетки измерительные с грузом, или измеритель межфазпого уровня ММС (электронная рулетка) ± 3 мм 5 Плотномер лабораторный или переносной или ареометры типа АН или АН Г 1 по ГОСТ 18481 с ценой деления шкалы 0,5 кг/м*' ± 1 кг/м3 6 Термометры по ГОСТ 28498, ГОСТ 400 или ТУ 25-2021.003-88, или преобразователи температуры ± 0,2 X 7 Пробоотборники по ГОСТ 2517 - -

6.3.2    Основные требования к условиям эксплуатации

6:3.2.]. Технологическая обвязка и запорная арматура резервуаров и СРГКН 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-х часового отстоя.

6.3.3 Основные требования к проведению измерений объема, плотности и температуры нефти

6.3.3.1 Уровень общею обьема 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 (//„) отличается от полученного результата более, чем на ОЛ % необходимо выяснить причину изменения 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 лепту 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, ire допуская волн.

Поднимают ленту рулетки вверх строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на измерительной ленте.

Отсчет по лепте рулетки проводят до I 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 па 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 ряской 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 ш паспортной величины базовой высоты (высотного трафарета) для данного резервуара.

Измерение уровня общего объема жидкости в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются на I 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 помоши водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности.

Водочувствительную ленту о натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон.

Водочувствительпую пасту наносят тонким слоем (0,2л0,3)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 обозначается нечетко, косой линией или на не одинаковой высоте с o6eifX сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.

Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтью и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае необходимо измерение повторить после отстоя и расслоения эмульсии.

Измерив уровень подтоварной воды с помощью водочувствительной ленты или пасты, по градуировочной таблице резервуаров находят объем подтоварной воды.

Измерение уровня нефти и подтоварной воды может производиться другим способом, например, при помощи электронных рулеток.

6.3.3.3    Для определения фактического объема нефти нужно и.з объема, соответствующего уровню наполнения резервуара, вычесть объем подтоварной воды.

6.3.3.4    Плотность нефти измеряют плотномером в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип или по ГОСТ 3900 и МИ 2153 по объединенной пробе нефти в соответствии с ГОСТ 2517, отобранной из резервуара или из трубопровода, по которому проводится закачка (откачка) нефти. Полученное значение плотности приводят к средней температуре нефти в резервуаре в соответствии с МИ 2153.

6.3.3.5    Среднюю температуру нефти в резервуаре определяют с помощью стапионарных преобразователей температуры в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации одновременно с измерением уровня или путем измерения ее при отборе точечных проб.

При отборе объединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием по ГОСТ 2517 определяют среднюю температуру нефти путем измерения температуры этой пробы термометром.

При отборе точечных проб температуру нефти в пробе определяют в течение 1-3 чтщут после отбора пробы, при этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы не менее 5 минут. Термометр погружают в нефть на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятии столбиком ртути постоянного положения.

Среднюю температуру нефти рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных по ГОСТ 25 1 7-

Допускается измерять температуру нефти преобразователем температуры, входящим в состав переносного плотномера, с одновременным измерением плотности или электронных рулеток с одновременным измерением уровня.

6.3.3.6    Массу брутто нефти, т, в резервуаре вычисляют по формуле

М_(ф-= Г,х.р,₍х КГ,

- плотность нефти при температуре измерения объема в резервуаре, кг/мд

V„ - объем нефти, м\ определенный по градуировочной таблице резервуара в соответствии с результатами измерения общего уровня жидкости в резервуаре в соответствии с 6.33.1 настоящей инструкции и уровня подтоварной воды, измеренной в соответствии с 6.33.2 и вычисленный по формуле

К • А>(^, - К),    (16)

где К_р - поправочной! коэффициент на изменение объема нефти V,, в зависимости от температуры стенки резервуара, значения которого приведены в приложении Ж;

V,,. - общий объем жидкости, мф К,-    -    объем    воды.    м\

633.7    При откачке резервуара объем сданной партии нефти определяют как разницу первоначального объема и объема остатка в резервуаре, Если при измерении объема остатка температура в резервуаре отличается от температуры нефти в момент измерения первоначального уровня на ± 2 °С, то объем сданной нефти вычисляют по формуле

^    (П)

где V„| - объем нефти до начала откачки, измеренный при температуре t_b \г:

V„2 - объем остатка, измеренный при температуре t₂, m^j;

(3    -    коэффициент    объемного расширения нефти при температуре t₂, значения

которого приведены в МИ 2153.

Массу сданной партии нефти вычисляют по формуле (15), где значение плотности нефти определяют для температуры t|.

Соответственно, при приеме нефти в резервуаре объем принятой нефти вычисляют по формуле

х[1+рх(/₂ -/,)],    (18)

где V_ftl - объем нефти в резервуаре по окончании процесса закачки и отстоя нефти, измеренный при температуре t₂, м³;

Р - коэффициент объемного расширения нефти при температуре t,.

Плотность нефти в этом случае определяют при температуре t₂,

633.8    Для определения содержания балласта в нефти, пробу ш резервуара отбирают в соответствии с ГОСТ 2517.

6.4 Определение массы нетто нефти

При учетных операциях массу нетто нефти определяют но формуле

где т - масса балласта, т;

W_;.    -    массовая доля воды в нефти, %;

W_n - массовая доля механических примесей в нефти, %

W_Xi. - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по формуле

W\_c = 0,1    (20)

Р

где (р_с - концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм^ (г/м³);

р - плотность нефти при температуре определения массы брутто, кг/м³.

Если определяется не массовая, а объемная доля воды в нефти, массовую долю вычисляют по формуле

гс/ _Фв*Ри

^trB-->

р

где ф* - объемная доля воды в нефти, %;

р* - плотность воды при температуре определения объема нефти, кг/м³.

7 Оформление результатов измерений

7.1    Результаты измерений объема по измерительным линиям, объема по СИКН и массы брутго нефти записывают в "Журнал регистрации показаний средств измерений СИКН¹' (форма журнала приведена в приложении И), считывая с дисплея или электромеханических счетчиков через интерпалы времени, установленные в договорах на поставку нефти, а также при каждой остановке и возобновлении перекачки нефти.

7.2    Результаты измерений плотности, содержания воды, хлористых солей, механических примесей, давление насыщенных паров заносят в "Паспорт качества нефти" (форма паспорта

ггризедена в приложении К).

В случае применения лоточных анализаторов качества нефти, результаты должны выводиться на печатающее устройство с интервалом выдачи распечаток, установленным сдающей и принимающей сторонами.

7.3 На основании записей в "Журнале регистрации показаний средств измерений СИКН" и в "Паспорте качества нефти" оформляют "Акт приема-сдачи нефти" (форма актов приведена в приложении Л). Паспорт является неотъемлемой частью "Акта приема-сдачи нефти".

«Акт приема-сдачи нефти” оформляют в грех экземплярах с приложением "Паспорта качества нефти".

При учете нефти по массомерам графы 2:6, 8., 9, 11 «Акта приема-сдачи нефти)) нс заполняют.

7.4. При оснащении СИКН ЭВМ, позволяющей проводить распечатку документов согласно 7,1т7.3, перечисленные документы ведутся с помощью ЭВМ и являются основными отчетными документами.

7.5 Должностные лица, ответственные за прием-сдачу нефти, составление и подписание приемо-сдаточных документов, назначаются приказами руководителей сдающей и принимающей сторон.

Образцы подписей ответственных лиц за прием-сдачу нефти хранят в бухгалтериях сдающей и принимающей сторон.

Приложение Л (обязательное)

УТВЕРЖДАЮ    УТВЕРЖДАЮ

Руководитель предприятия-    Руководитель предцриятня-

сдающей стороны    принимающей стороны

200 г.

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ

КАЧЕСТВА ИЕФГИ

СОГЛАСОВАНО* Руководитель организации, проводящей обслуживание

«    "    200    г.

* - При проведении технического обслуживания владельцем СИКН согласование не требуется.

Инструкция по эксплуатации СИКН должна состоять из следующих разделов:

-    введение;

-    общие сведения;

-    указания мер безопасности;

-    порядок эксплуатации СИКН;

-    обеспечение единства измерений и пломбирование средств измерений, входящих в СИКН;

-    техническое обслуживание.

1 В разделе "Введение” указывают:

Назначение и область применения инструкции (помер и местонахождение СИКН, на которую распространяется данная инструкция).

Допускается разработка единой инструкции на группу однотипных СИКН, расположенных на одном НСГ].

2    В разделе "Общие сведения" приводят:

2.1    Назначение и состав СИКН.

2.1.1    Назначение СИКН.

2.1.2    Состав СИКН.

2.1.2.1    Основные средства измерений н оборудование.

2.1.3    Образцовые средства измерений (ТТ1У).

2.1.4    Порядок взаимодействия с аналитической лабораторией.

2.1.5    Порядок взаимодействия с обслуживающей организацией и границы технического обслуживания оборудования СИКН и ГПУ.

2.2 Схемы СИКН.

2.2.1    Технологическую схему СИКН и технологический режим перекачки нефти через СИКН, номера задвижек, которые должны бьпь проверены на герметичность и опломбированы.

2.2.2    Структурную схему СИКН.

2.2.3    Резервную схему учета нефти, номера задвижек, которые должны быть проверены на гермспгчность и опломбированы.

3    В разделе "Указания мер безопасности” приводят правила безопасности, которые необходимо соблюдать как во время подготовки СИКН к работе, так и при ее работе.

4    В разделе "Порядок эксплуатации СИКН" указывают:

4.1    Порядок включения СИКН в эксплуатацию.

4.2    Способ, периодичность отбора проб нефти, место, виды и периодичность проведения анализов. Порядок отбора арбитражных проб, время и место их хранения, место проведения.

4.3    Перечень контролируемых параметров, порядок и периодичность их контроля.

4.4    Последовательность переключения задвижек для соединения рабочих средств измерений со средствами измерений, по которым проводят контроль, и порядок регулирования технологических параметров.

4.5    Номера задвижек, которые должны быть проверены па герметичность при переключении и порядок проверки,

4.6    Порядок записи или регистрации на ЦПУ параметров, результатов измерений и ведения технической документации на СИКН (журнала регистрации показаний средств измерений СИКН, эксплуатационного журнала идр.).

При оснащении СИКН ЭВМ, в функпию которой входит ведение журналов, вести оператору дополнительные журналы необязательно. В этом случае они могут храниться на жестком диске ЭВМ или храниться в виде распечаток.

4.7    При нарушении условий эксплуатации СИКН указывают:

4.7.1    Случаи, при которых операторы СИКН должны отключить рабочую измерительную линию и включить резервную в соответствии с приложением Г; порядок действий операторов при переходе на резервную линию (операции перехода, проверка герметичности задвижек на отключенной линии, сообщение диспетчерской службе и запись в эксплуатационном журнале).

4.7.2    Перечень ситуаций, при которых продолжается эксплуатация СИКН с одновременным ремонтом (заменой) отдельных элементов в соответствии с приложением Г; порядок действий операторов.

4.7.3    Перечень ситуаций, при которых СИКН должна быть отключена и осуществлен переход на резервную схему учета нефти согласно приложению Г; порядок действий операторов при данных ситуациях.

Порядок операций по отключению СИКН и переходу на резервную схему учета.

4.7.4    Порядок учета нефти за время перехода на резервную схему учета.

Порядок учет а нефти по резервной схеме учета.

5 В разделе "Обеспечение единства измерений и пломбирование средств измерений и оборудования СИКН" указывают:

5.1    Наименование нормативных документов по поверке средств измерений, входящих в состав СИКН.

5.2    Последовательность переключения задвижек при соединении поверяемых ПР с образцовыми средствами измерений и порядок регулирования технологических параметров.

5.3    Номера задвижек, которые должны бьпь проверены на герметичность при переключении ц порядок проверки.

5.4    Места установки повсритедьных пломб и клейм на средствах измерений в соответствии с

РД 39-105-91.

5.5 Действия оператора при обнаружении повреждений пломб или клейм на средствах измерении и оборудовании, входящих в СИКН.

6 В разделе "Техническое обслуживание", которое проводится в соответствии с РД 39-109-91 указывают'.

6.1    Сроки контроля метрологических характеристик средств измерений в соответствии с

6.1.3.2 и 6.1.4.3 РД.

6.2 Порядок действий операторов по поддержанию расхода через работающие измерительные линии в пределах рабочего диапазона.

6.3    Порядок действий операторов по поддержанию давления на выходе СИКН в пределах нормируемого значения.

6.4    Случаи проведения контроля метрологических характеристик средств измерений, не предусмотренные утвержденными трафиками (по письменному заявлению одной из сторон, после включения резервных ПР в постоянную работу и т.п.).

6.5    Сроки ревизии и чистки фильтров.

6.6 Сроки ревизии и технического обслуживания запорной арматуры и другого технологического оборудования, установленного на СИКН и ТПУ.

6.7    Сроки ревизии и технического обслуживания электрического оборудования, установленного на СИКН и ТПУ.

6.8    Требования к квалификации и составу обслуживающего персонала СИКН.

ПЕРЕЧЕНЬ

документов, обязательных к наличию для СИКН

1    Акт (копия акта) ввода СИКН в прмышлениую эксплуатацию.

2    Копия экспертною заключения на проект СИКН.

3    Формуляры на СИКН и СИ, входящие в состав СИКН.

4    Протоколы поверки СИ, входящих в состав СИКН.

5    Свидетельства о поверке СИ, входящих в состав СИКН.

6    Протоколы поверки (определения суммарной погрешности) СИКН.

7    Свидетельс тва о поверке СИКН (определение суммарной погрешности СИКН).

8    Выписка из графиков поверок СИ, входящих в состав СИКН.

9    Журнал контроля метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН.

10    Графики контроля метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН-

11    Г рафики проведения ТО-1, ТО-2, ТО-3.

12    Инструкция по эксплуатации.

13    Журнал технического обслуживания.

14    Журнал регистрации показаний СИ СИКН.

15    Акты (донесения) об отказах технологического оборудования СИ, входящих в состав СИКН.

16    Акты отключения СИКН.

17    Должностные инструкции на персонал, ответственный за эксплуатацию СИКН,

Приложение Б (справочное)

ПЕРЕЧЕНЬ

нормативных документов, применяемых при поверке и испытаниях средств измерений

ГСИ. Вискозиметр поточный образцовый (Япония). Методика поверки.

ГСИ. Вискозиметр лоточный. Методика поверки.

ГСИ. Датчик плотности «Денситои», Методы и средства поверки.

ГСИ. Мерники металлические образцовые производства СФРЮ. Методика поверки.

ГСИ. Специальные электронные весы (Югославия). Методика поверки.

ГСИ. Анализаторы содержания серы в нефти типа PS6. Методика поверки. ГСИ. Анализаторы содержания солей в нефти тина PSD 44561/2-2. Методика

поверки.

ГСИ. Влагомеры нефти диэлькометрическне типа INVALCO. Методика поверки.

ГСИ. Влагомеры нефти диэлькометрнческие. Методика поверки.

ГСИ. Пробы поверочные для влагомеров нефти. Методика метрологической аттестации.

ГСП. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров. Методика выполнения измерений геометрическим и объемным методами.

Г СИ. Установки поверочные па базе весов ОГВ. Методика поверки.

ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые. Методика поверки поверочными установками на базе весов ОГВ или мерников.

ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые 2-го разряда. Методика поверки трубопоршневой поверочной установкой 1-го разряда с компаратором.

ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки.

ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки.

ГСИ. Преобразователи сигналов плотности. Методика поверки.

ГСИ. Центральные блоки обработки и индикации данных, суммирующие н вторичные приборы турбинных преобразователей расхода, входящих в состав узлов учета нефти. Методика поверки.

ГСИ. Вторичная ацпаратура трубопоршневых поверочных установок производства ВНР, СФРЮ, фирм А.О. Смит, Бопп и Рейтер, "Сапфнр-22". Методика поверки.

ГСИ. Центральный блок обработки информации поставки Японии. Методика поверки.

ГСИ. Узел учета нефти поставки Японии. Методика определения суммарной погрешности.

ГСИ. Вычислитель плотности модели 7945 фирмы "SOLARTRON" (Англия). Методика поверки.

ГСИ. Вычислитель расхода GEOFLOI! фирмы "SMITH METER INC"(CLLIA). Методика поверки.

ГСИ. Сумматор малой мощности восьмиканальный комбинирующий LCCC 40/8 фирмы "SMITH METER INC" (США). Методика поверки. ”

ГСИ. Датчики плотности жидкости вибрационные поточные фирмы ШЛЮМБЕРЖЕ. Методика поверки.

ГСИ. Преобразователи плотности вибрационные поточные «Солартрон» типов 7830, 7835, 7840. Методика поверки на месте эксплуатации.

ГСИ. Счетчик трубопоршнсвой установки (прувера) модели NGT 8500-S. Методика поверки.

ГСИ. Массомеры «Micro Motion» фирмы «Fisher- Rosemount». Методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки и поточного преобразователя плотности.

ГСИ. Преобразователи измерительные с унифицированным выходным сигналом 4-20 мА типа 244 фирмы Ficher-Rosemount, США к датчикам температуры. Методика поверки.

ГСИ. Вычислители, GEOPROV фирмы SMITH METER INC Ап FMC Corporation subsidiary, США, Германия. Методика поверки.

ГСИ. Комплекс измерительно-вычмелнтельный «ИМЦ-03». Методика поверки.

ГСИ. Преобразователи плотности поточные фирмы «THE SOLARTRON ELECTRONIC GROUP LTD» (Великобритания). Методика поверки. Инструкция. ГСИ. Массомеры Micro Motion с флоукомпыотерами Sentinel-500 и массомеры Micro Motion с другими электронными блоками фирмы Ficher- Rosemount. Методика поверки.

ГСИ. Центральный блок обработки информации ”7925 FLOW COMPUTER". Методика поверки.

ГСИ. Пикнометры напорные. Методика поверки.

ГСП.. Вискозиметры тина «Солартрон 7827». Методика поверки.

ГСИ. Преобразователи плотности поточные фирмы «ТНГ SOLARTRON

ELECTRONIC GROUP LTD» (Великобритания). Методика градуировки.

ГСИ. Суммирующий блок TG 5000. Методика поверки.

ГСИ. Суммирующий блок TG 5001. Методика поверки.

V СИ. Центральный блок обработки информации "7915 FLOW COMPUTER". Методика поверки.

ГСИ. Вычислитель расхода фирмы "OMNI" (СШ А). Методика поверки. Инструкция. ГСИ. Устройство обработки информации «ГГИК». Методика метрологической аттестации и поверки.

Инструкция. ГСИ. Устройство обработки информации «ИМЦ-03», Методика метрологической аттестации и поверки.

Инструкция. ГСИ. Электронный блок компакт прувера типа «BROOKS COMPACT PROVER» фирмы «BROOKS INSTRUMENT» (США). Методика метрологической аттестации и поверки.

ГСИ. Вычислитель расхода GEOFLO PLUS фирмы «SMITH METER INC» (США). Методика поверки.

Инструкция. ГСИ. Преобразователи расхода турбинные в составе узлов коммерческого учета нефти фирмы «Smith Meter inc» (США) АООТ МН «Дружба».. Методика поверки лопастным счетчиком фирмы «Smith Meter inc».

Инструкция по поверке. Устройство измерительное модели D-2401 фирмы ММС (США).

Инструкция по поверке. Плотномер переносной модели DA-ПО фирмы «Mettler» (Швейцария).

Инструкция. ГСИ. Массомеры с датчиками М-ПОЙИГ DQ600/Z с измерительными преобразователями ПРОКОМ II ZL 6070/Z (ZL 6072/Z) фирмы ENDRESS+HAUZER,

Вычислитель расхода модели 2522 фирмы «Даниел».. Методика поверки. Плотномер образцовый МД, Методика поверки.

Плотномеры поточные. Методика поверки.

Инструкция. ГСИ, Вискозиметр поточный TTI00 с электронным блоком ТУС-230 фирмы «BROOKFlELD»(ClIlA).

Инструкция по учету нефти при ее транспортировке. АК ((Транснефть», Рекомендации по проектированию коммерческих узлов учета нефти. Руководство по ортанизации и проведению обслуживания систем измерения количества нефти и трубопоршневых установок.

ГСИ. Комплекс измерительно-вычислительный сбора и обработки информации систем учета нефти «Спрут - 1000». Методика поверки.

ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые 2-го разряда. Методика поверки поверочной установкой типа «BROOKS COMPACT PROVER» фирмы « BROOKS INSTRUMENT « (США) с комиаратором.

Вычислитель расхода модели 2522 фирмы "ДАНИЕЛ". Программа испытаний для утверждения типа.

Комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03». Программа испытаний для целей утверждения типа.

Комплекс измерительно-вычислительный сбора и обработки информации систем учета нефти «Спрут - 1000». Программа испытаний для целей утверждения типа.

Примечание - Данный перечень может быть дополнен нормативными документами но поверке СИ. прошедших испытания для целей утверждении типа и признанными годными для учетных операций по результатам метрологической экспертизы проектной документации СИКН.

3.4    Измерительная линия контрольная - измерительная линия, применяемая для контроля метрологических характеристик рабочих преобразователен расхода.

3.5    Измерительная лилия резервная - измерительная линия, находящаяся в недогруженном 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 допускаемо]! 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 иефги 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 песет ес 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 ВИИИР или в 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 гю метрологии ПР 50.2,006-98 и других 1-1Д, перечень которых приведен в приложении Ь.

Приложение В (рекомендуемое)

Расчет расхода нефти мере:} пробозаборное устройство

Расчет расхода нефти через пробозаборное устройство выполняют в соответствии с требованием ГОСТ 2517 в соответствии с 2.13.1.2, устанавливающем требование о равенстве скорости жидкости на входе в пробозаборное устройство и линейной скорости жидкости .в трубопроводе в месте отбора проб в том же направлении (условие изокинетичностн пробоотоора).

Значение расхода на входе в .пробозаборное устройство и в трубопроводе Б.ИК рассчитывают по формуле

где Q - расход на входе в пробозаборное устройство, м'/ ч;

Q_mp -расход в трубопроводе в месте отбора проб, м7 ч;

F_} - площадь входного поперечного сечения пробозаборного устройства, мм“;

F_H,p- площадь поперечного сечения трубопровода, мм².

Фактическое значение расхода Q согласно 2,13.1,3 ГОСТ' 2517 может отличаться от рассчитанного по формуле в два раза □ большую или меньшую сторону.

Примеры

1    Определить расход через пробозаборное устройство из трех трубок диаметром <7- 15мм, установленное на трубопроводе диаметром Ду-200 ,и.м, при среднем объеме перекачки Q_w = 'бОО м’/ч.

/⁷т_Р= яД_у /4=31416 мм~,

F_y = 3 я с? /4= 530 мм'/

Q= 600 х(530 / 31416)= 10,12 м³/ч

2    Определить расход через пробозаборное устройство из пяти трубок с соотношением диаметров трубок dpd₂:d} = 6:10:13, dp- 12 мм, d₂=20 мм, d_s=26 мм. Пробозаборпое устройство установлено па трубопроводе Д_у=1200 мм, средний объем перекачки 0^= 4000 м^:</ч.

F-ry- яДу /4 = 1130073 мм²,

F_y = (я/4)х(с1/ + 2d/ + 2d/) -- 1803 мм\

Q = 4000 х(1803 /1130973) = 6,38 м⁵/ч

Приложение Г (обязательное)

Порядок учета нефти при отклонениях основных требований эксплуатации и отказах

СИ СИКН

1 Порядок учета нефти при отключениях или отказах СИ н оборудования, входящих в состав СИКН, приведен в таблице Г.1.

Таблица Г Л

ОТКАЗЫ СИ И ОБОРУДОВАНИЯ УЧЕТ НЕФТИ по резервным СИ и оборудованию УЧЕТ НЕФТИ ПО СИКП с одновременным ремонтом (заменой) отдельных элементов УЧЕТ НЕФТИ по резервной схеме 1 ? 3 4 1 Технологическая часть 1.1 Измерительные линии 1.1.1 ПР +

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

-    мерников

-    стационарных трубопоршневых поверочных установок (ТПУ)

-    передвижных ТПУ

-    контрольных ПР

-    пикнометров

-    эталонных плотномеров

-    гирь

рабочих СИ (массомсроп; ПР; ПП; преобразователей влагосодержания, солесодержания, серосодержания; вискозиметров; преобразователей давления и температуры; вторичных приборов ПР; суммирующих приборов; устройств обработки информации (УОИ); уровнемеров, рулеток)

-    УОИ поставки Япония

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 параметров 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 50.2.006-98, 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;

-    отклонения значений f/v -отношения частоты к вязкости- в условиях эксплуатации от значений рабочего диапазона параметра f/v, 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 3 12 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 пс 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 °С соответственно, па 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 ПГ1 при температуре и давлении в БИК, приводят к условиям измерения объема нефти и к нормальным условиям (температура, равная 20 "С, избыточное давление, равное 0).

6.1.1 Рекомендуемый состав СИКН приведен втаблипе 1.

На выходном коллекторе ют 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/м³.

Таблица 1

Наименование СИ н оборудования, входящих в состав СИКН Предел допускаемой погрешности СИ Примечание 1 2 3 I Основные СИ и оборудование 1.1    Измерительные линии 1.1.1    ПР (турбинные, роторные. ±0,15% Допускается применять ПР с .лопастные и другие) фактическим значением 1.1.2    фильтры 1.1.3    Задвижки (задвижки с электроприводом, шаровые краны с электроприводом) 1.1.4    Струевыпрямнтели погрешности > +0,15%, если суммарная погрешность измерения массы нефти в пелом соответствует требованиям ГОСТ 26976. При наличии по проекту 1.1.5 Преобразователи давления + 0,6% Допускается устанавливать на 1.1.6 Преобразователи + 0,2 °С коллекторах входа и выхода СИКН и на коллекторе подачи нефти от измерительных линий на ТПУ. -«- температуры 1.2 БИК ” 1.2.1 ПП поточный + 0,03% Допускается применять по (± 0,3 кг/м1) точный ПП с пределом 1.2.2 Преобразователь давления ± 0,6% допускаемой погрешности ±0,1% (±1,0 кг/м-’), если суммарная погрешность массы нефти в целом соответствует требованиям ГОСТ 26976. 1.2.3 Преобразователь ± 0,2 °С температуры (термометр) 1.2.4    Пробоотборник автоматический 1.2.5    Пробоотборный крап 1.2.6    Циркуляционный насос При возможности обеспечения

		необходимого расхода в БИК допус к ается г ipn ме не ние безнасоспой схемы.
1.2.7 Расходомер 1.3 Пробозаборное устройство
1.4. УОИ	±0,1%
1.5 Вторичные приборы ПР	± 0,05%	В случае невозможности применения ПР без вторичных приборов.
2 Дополнительные СИ и оборудование
2.1 ПР контрольный	±0,1%	При наличии по проекту.
2.2 ПП поточный резервный	± 0,03%	Допускается применять ПП с
	(± 0,3 кг/ьГ)	пределом допускаемой погрешности ± 0,1%, если суммарная погрешность массы нефти в целом соответствует требованиям ГОСТ 26976.
2.3 Преобразователь	±0,1%	При наличии по проекту.
влагосодержания поточный	(абс.ед.)
2,4 Преобразователь	(0ъ100)мг/дм'! ±10 мг/дм'	-«-
солесодержания поточный	(0ъ500)мг/длГ +25 мг/дмл (0ч-2000)мг/дм3 ±100мг/дм'7
2.5 Преобразователь	(0+0,6)% +0,02%
серосодсржания поточный	(0,1 -г 1,8)% ±0,06% (1,8+5,0)% ±0,18%
2.6 Вискозиметр	± 1,0%	При наличии по проекту применяют ,хля коррекции коэф ф и цие нта п р еобразован ия.
2.7 Устройство по корректировке	± 0,05%
коэффициента преобразования ПР тю расходу или расходу и вязкости
2.8 Суммирующий прибор	± 0,05%	При количестве рабочих измерительных линий более 2 и отсутствии в УОИ встроенной функции суммирования.
2.9 Контрольное устройство		При наличии по проекту
загазованности в БИК (газосигнализатор)
2,10 Промывной насос
2.11 Регулятор давления		- « -
2.12 Регулятор расхода		- « -
2.13 Датчик контроля наличия
свободного газа

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 среднеемсиного значения плотности нефти при условиях измерения объема и нормальных условиях;

-    вычисление среднееменпого значения температурь! и давления;

-    ввод и изменение предельных значений параметров, укатанных в проекте СИКН, п 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 Г.1Р без нарушения процесса измерения количества и показателей качества нефти;

-    контроль метрологических характеристик рабочих ПР по ТЛУ 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 мехпрпмесей 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 измерительной линии, параметра f/v, температуры, давления на измерительных линиях и в БИК, плотности и вязкости нефти.

6.1 2 Основные требования к экештуатапии СИКН

6.1.2. ] 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 н 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:

Р 2,06 х Р_и+ 2 х АЛ    (I)

где Р - минимальное избыточное давление на выходе СИКН, МПа;

Р_;1    -    давление насыщенных' паров, определенное в соответствии с ГОСТ 1756 при

максимальной температуре нефти в СИКЫ, МПа;

АР - перепад давления на турбинном ПР, указанный в техническом паспорте на данный тип, МП.а.

Пример.

Исходные данные для расчета:

Р,г = 500 мм рт.ст. - 0,067 МПа; АР = 0,05 МПа.

Минимальное избыточное давление на выходе СИКН составляет:

Р = 2,06*0,067 + 2x0,05 - 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 2АГр где АЛ/, - 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, л) 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:

± 2x10'⁶ м²/с - для турбинных ПР «Турбоквант», «Норд»;

+ 5x10 ⁶ м²/с - для турбинных ПР «Ротоквант» Д_у400, Д>250, Ду200, Д_у 150_ч МИГ-100, МИГ-150, Смит-150, Смит-200;

± 10:<10‘\м³/с - для турбинных ПР МИГ-200, МИГ-250, МИГ-400, Смит-250; или пределы, установленные при проведении испытаний для целей утверждения зила пли 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.

определенное при поверке. имп/м'\

Отклонение полученного при контроле значения коэффициента преобразования в j-зой точке рабочего диапазона расходов вычисляют по формуле:

Д .■ = —^—^*100%,    (3)

К,

где к) - значение коэффициента преобразования в у'-той точке рабочего диапазона расходов, определенное при поверке. имп/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 Л, < + 0,15%, новый коэффициент преобразования автоматически вводится в память УОИ.

Если при поверке турбинный ПР допущен к применению с фактическим значением погрешности Д_о>0.15% и если суммарная 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 повториого 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.

6) У становление межконтрольного интересна ПР

Для каждой вновь вводимой СИКН, а также после реконструкции с замергой ПР определяют межконтрольный интервал ПР. Межконтрольный интервал определяют также после ремонта Г1Р.

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 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 статисгическчгх 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 межконтролыюго 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 ПГ1 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 kt/m^j.

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) °С.

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 ПГГ проводят по измерительному комплекту пикнометров щш 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/м³.

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! ПГ1 должен быть чистым и нефть через него должна проходить только при сличении.

Должно выполняться условие:

(⁴)

где р,_)Т - значение плотности нефти, измеренное рабочим ПП, кг/м³;

р„ - значение плотности нефти, измеренное эталонным плотномером или резервным ПП, кг/м³;

Д„₃ - предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего ПП, кг/м³;

- предел допускаемой абсолютной погрешности эталонного плотномера или резервного ПП, кг/м³.

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 сравнивают с результатами измерения плотности нефти ареометром или лабораторным плотномером и вычисляют разность плотностей А_рк,, кг/м³, по формуле

(А)

где р„_; - значение плотности нефти, измеренное ареометром или лабораторным плотномером в пробе, отобранной в момент измерения р_У7,, с учетом систематической погрешности метода из свидетельства о метрологической аттестации МВ И плотности, приведенное к условиям в БИК согласно МИ 2153, кг/м ,

Должно выполняться условие :

где А - погрешность метода измерения плотности ареометром или лабораторным плотномером из свидетельства о метрологической аттестации МВИ плотности согласно МИ 2153, кг/м¹.

До проведения оценки погрешности метода согласно МИ 2153, приложения 4, допускается проводить контроль Г1П следующим образом..

Определяют Л,, по формуле