Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

11 страниц

146.00 ₽

Купить МИ 2364-2003 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Рекомендация распространяется на влагосодержание нефти в массовых долях и устанавливает методику выполнения его измерений влагомерами, принцип действия которых основан на методе СВЧ (поточными и лабораторными типа УДВН). Рекомендация распространяется на нефти и смеси нефтей, сдаваемые нефтегазодобывающими объединениями и транспортируемые потребителям организациями нефтепроводного транспорта, а также на нефти, сдаваемые и принимаемые управлениями магистральных нефтепроводов.

 Скачать PDF

Документ зарегистрирован ВНИИМС 30 июня 2003 года

Оглавление

1 Нормы погрешности измерений

2 Средства измерений

3 Метод измерений

4 Требования безопасности

5 Требования к квалификации операторов

6 Условия измерений

7 Подготовка к выполнению измерений

8 Выполнение измерений

9 Вычисление и оформление результатов измерений

10 Контроль погрешности МВИ

Приложение А. Библиография

 
Дата введения01.02.2020
Добавлен в базу01.11.2014
Актуализация01.02.2020

Этот документ находится в:

Организации:

26.06.2003УтвержденГНМЦ ВНИИР
РазработанГНМЦ ВНИИР
Нормативные ссылки:
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11

Страница 1

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР


ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ (ГНМЦ ВНИИР)


ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ НЕФТИ В МАССОВЫХ ДОЛЯХ. МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ВЛАГОМЕРАМИ СВЧ ТИПА УДВН.


РЕКОМЕНДАЦИЯ МИ 2364-2003

Страница 2

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ НЕФТИ В МАССОВЫХ ДОЛЯХ. МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ВЛАГОМЕРАМИ СВЧ ТИПА УДВН.


РЕКОМЕНДАЦИЯ МИ 2364-2003

Страница 3

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ


РАЗРАБОТАНА Государственным научным метрологическим центром Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ГНМЦ ВНИИР).


УТВЕРЖДЕНА ГНМЦ ВНИИР 26 июня 2003 г.


ЗАРЕГИСТРИРОВАНА ВНИИМС 30 июня 2003 г.


ВЗАМЕН    МИ    2364-96.


Настоящая Рекомендация распространяется на влагосодержание нефти в массовых долях и устанавливает методику выполнения его измерений влагомерами, принцип действия которых основан на методе СВЧ (поточными и лабораторными типа УДВН).


Рекомендация распространяется на нефти и смеси нефтей, сдаваемые нефтегазодобывающими объединениями и транспортируемые потребителям организациями нефтепроводного транспорта, а также на нефти, сдаваемые и принимаемые управлениями магистральных нефтепроводов.


2

Страница 4

УТВЕРЖДАЮ


Заместитель директора ГНМЦ ВНИИР по научной работе М.С.НЕМИРОВ 26 июня 2003 года


Государственная система обеспечения единства измерений.


Влагосодержание нефти в массовых долях. Методика выполнения измерений влагомерами СВЧ типа УДВН"


МИ 2364-2003


1. НОРМЫ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ


1.1. Методика выполнения измерений обеспечивает выполнение измерений в диапазоне (0,0 - 26,7)% масс, доли воды с погрешностью, не превышающей значений, приведенных в таблице 1.


Таблица 1


| Тип ! Диапазон измерения кассовой !Пределы допускаемой погревшостиI !влагомера 1 доли воды в нефти влагомером, %; измерений масс. доли воды, %    2

!УДВН-1л |0,0 - 2,7


1«7- 0,09


!УДВН-1п 20,0 - 2,7


2♦/- 0,08


1


!УДВН-1пм 20,0 - 2,7


!♦/- 0,08


2

2УДВН-1пм120,0 - 8.0


!♦/- 0,15


2

!УДВН-1пм22 0,0 - 13,4


{♦/- 0,23


2

;УДВН-1пмЗ!0,0 - 26,7


2♦/- 0,30


9

3

Страница 5

1.2. Получение результатов измерений влагосодержания нефти с приписанной погрешностью гарантируется при соблюдении приемов, операций и правил, установленных в настоящей Рекомендации.

2. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ


2.1.    При выполнении измерений с помощью лабораторного влагомера применяют следующие средства измерений:


-    влагомер нефти лабораторный УДВН-1л;


-    термометры жидкостные стеклянные типа А, класса точности 1,0 с ценой деления 0,1 °С по ГОСТ 28498;


-    ареометры для нефти типа АНТ-1 или АН с пределами допускаемой основной погрешности: +/- 0,5 кг/куб. м по ГОСТ 18481;


-    цилиндры для ареометров стеклянные типа 1 45/520 по ГОСТ 18481.


2.2.    При выполнении измерений с помощью поточного влагомера применяют следующие средства измерений:


-    влагомеры нефти поточные: УДВН-1п; УДВН-1пм; УДВН-1пм1; УДВН-1пм2; УДВН-1пмЗ; УДВН-1п;


-    датчик температуры с пределами допускаемой основной абсолютной погрешности +/- 2 °С, установленный в блоке измерений показателей качества (далее - БИК) в составе системы измерений количества и показателей качества нефти (далее - СИКН);


-    преобразователь плотности поточный с пределами допускаемой основной абсолютной погрешности +/- 0,3 кг/куб. м, установленный в БИК.


2.3.    Допускается применять другие аналогичные по назначению средства измерений, если их характеристики не уступают указанным в настоящей Рекомендации.

3. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ


3.1.    Измерения влагосодержания нефти в объемных долях выполняют влагомерами СВЧ типа УДВН, принцип действия которых основан на поглощении энергии микроволнового излучения водонефтяной эмульсией. Первичный преобразователь, состоящий из СВЧ переключателя и платы управления, выдает аналоговые сигналы, пропорциональные СВЧ мощности в опорном и измерительном каналах. Поступающий с первичного преобразователя сигнал, пропорциональный величине объемной доли воды, %, преобразуется в электронном блоке и переводится в цифровой код.


3.2.    Значение влагосодержания в массовых долях, %, вычисляют по значениям плотности и температуры, полученным в процессе выполнения измерений.


4

Страница 6

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ


4.1.    При выполнении измерений влагосодержания соблюдают требования безопасности, установленные в следующих документах:


"Правила технической эксплуатации электроустановок" (ПТЭ);


"Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителями" (ПТБ);


"Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (ПБНиГП) от 09.04.1998.


4.2.    Легковоспламеняющиеся жидкости хранят в стеклянных банках Б-1 или склянках С-1 с притертыми пробками вместимостью 5 л (группа фасовки У1) по ГОСТ 3885, которые помещают в закрывающиеся металлические ящики со стенками и дном, выложенными негорючими материалами.


4.3.    Особые условия по технике безопасности при эксплуатации влагомеров соблюдают в соответствии с требованиями эксплуатационных документов на конкретный тип используемого влагомера.

5. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ


5.1. К выполнению измерений и обработке их результатов допускают лиц, достигших 18 лет, имеющих соответствующее техническое образование, ознакомленных с используемым оборудованием, изучивших эксплуатационную документацию на средства измерений и настоящую Рекомендацию, прошедших инструктаж по технике безопасности, имеющих опыт работ и аттестованных в порядке, установленном руководством предприятия.

6. УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ


6.1. При выполнении измерений с помощью лабораторного влагомера


соблюдают следующие условия:


температура окружающего воздуха, *С    20 ♦/- 5;


атмосферное давление, кПа    101,3 ♦/- 4;


относительная влажность, %    30...80;


напряжение питания, В    220 ♦/- 4,4;


частота напряжения питания, Гц    50 ♦/- 0,5;


температура измеряемой среды, *С    20 ♦ /- 5.


5

Страница 7

6.2. При выполнении измерений с помощью поточного влагомера


соблюдают следующие условия:


твхлвратура окружающего воздуха, *С    +5...+40;


атмосферное давление. кОа    101,3 *■/- 4;


относительная влажность, %    30...80;


напряжение питания, В    220 ■♦-/-4,4;


частота напряжения питания, Гц    50 +/- 0,5;


давление нефти в трубопроводе, МПа, не более    60;


температура измеряемой среды, *С    +5...+50.


6.3. Параметры измеряемой среды:


содержание солей в товарной нефти, мг/л, не более    900;


содержащие солей в сырой нефти, %, не более    20;


содержание сернистых соединений, масс, доля, %,    не более 5;


содержание мехпримесей, масс. доля, % , не более    0,1;


содержание парафина, масс. доля, %, не более    б;


плотность, кг/куб. м    750...900.

7. ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ


При подготовке к выполнению измерений проводят следующие работы:


7.1.    Изучают эксплуатационную документацию на применяемые средства измерений и вспомогательные устройства и необходимые нормативные документы. Проверяют наличие свидетельств о поверке.


7.2.    Лабораторный влагомер перед выполнением измерений промывают и просушивают, а также подготавливают вспомогательное оборудование (стеклянную посуду, промывочные жидкости, термометр и набор ареометров). Снимают показания влагомера на воздухе. Если разность полученных и занесенных в протокол поверки показаний на воздухе превышает основную абсолютную погрешность, то влагомер заново градуируют и поверяют.


7.3.    При вводе в эксплуатацию поточного влагомера проверяют правильность монтажа, проводят опробование влагомера в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации. Снимают показания влагомера на воздухе. Если разность полученных и занесенных в протокол поверки показаний на воздухе превышает основную абсолютную погрешность, то влагомер заново градуируют и поверяют.


6

Страница 8

8. ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИИ


8.1.    Измерения влагосодержания в объемных долях, %, лабораторными влагомерами выполняют в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации влагомеров. Измеряют температуру и плотность отобранной для выполнения измерений пробы нефти.


8.2.    Измерения влагосодержания в объемных долях, %, поточными влагомерами проводят одновременно с измерениями значений плотности и температуры в БИК в составе СИКН.


9. ВЫЧИСЛЕНИЕ И ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ


9.1. Влагосодержание нефти в массовых долях, %, (W ) рассчитывают по


формуле:


м


ро


W - W х---,    (II


м об ро


н


где:


W - влагосодержание в объемных долях, %, измеренное влагомером; об


ро - плотность воды при температуре измерений влагосодержания нефти, в


кг/куб. м;


ро - плотность нефти при температуре измерений влагосодержания нефти, н


кг/куб. м.


Если температуры измерений плотности и влагосодержания разные. то измеренное значение плотности нефти приводят к температуре измерений влагосодержания нефти по формуле:


ро - ро [1 ♦ бета <t - t) 1 ,    (2)


н из    из


7

Страница 9

где:


ро - значение плотности нефти, приведенное к температуре измерений к


влагосодержании, кг/куб. м;


ро - измеренное значение плотности, кг/куб. м; из


бета - коэффициент объемного расширения нефти (по МИ 2153, прил. 2); t - температура нефти при измерениях плотности, "С; из


t - температура нефти при измерениях влагосодержакия, ®С.


9.2. Результаты измерений и вычислений влагосодержания оформляют записью в журнале по форме, приведенной в таблице 2.


Таблица 2


!Объемная доля|Температура нефти,|Плотность нефти, !Массовая доля! !воды, W , % |    t,    "С    !    ро    ,    кг/куб.    м    ! воды, W , % J


S    об    !    !    н    !    м    |


+-------------+------------------+-----------------+-------------


--------------+------------------+-----------------+--------------

10. КОНТРОЛЬ ПОГРЕШНОСТИ мви


10.1.    Целесообразность внутреннего контроля погрешности МВИ при ее использовании и его периодичность определяет руководство предприятия.


10.2.    Периодический контроль погрешности МВИ влагосодержания нефти в массовых долях с помощью лабораторного влагомера проводят следующим образом:


-    готовят поверочную пробу искусственной водонефтяной эмульсии для одной из реперных точек одним из способов, приведенным в МИ 2366;


-    пересчитывают значение влагосодержания поверочной пробы в массовые доли воды (W ) по формуле (1) настоящей Рекомендации;


- измеряют влагосодержакие нефти в массовых долях приготовленной поверочной пробы с помощью лабораторного влагомера (W ) согласно настоящей


м


Рекомендации.


10.3. Периодический контроль погрешности МВИ влагосодержакия нефти в массовых долях с помощью поточного влагомера проводят следующим образом:


8

Страница 10

измеряют массовую долю воды (W ) согласно настоящей Рекомендации с


к


помощью поточного влагомера;


- одновременно отбирают пробу и измеряют значение объемной доли воды согласно приложению 2 МИ 2366;


пересчитывают значение влагосодоржания отобранной пробы в массовые доли воды (W ) по формуле (1) настоящей Рекомендации.


10.4. Погрешность измерений влагосодержамия в массовых долях с помощью лабораторного и поточного влагомеров рассчитывают по формуле:


ДЕЛЬТА W - W - W


м м п.п.


Рассчитанная погрешность не должна превышать предела допускаемой погрешности измерений, приведенной в таблице 1 настоящей Рекомендации.


9