Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

97 страниц

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку "Купить" и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Официально 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

Инструкция устанавливает порядок определения массы брутто и нетто нефти с нормированными значениями погрешности при учетно-расчетных операциях с применением узлов учета нефти, принятых в промышленную эксплуатацию в установленном порядке.

Заменяет РД 39-5-770-82: Инструкция по определению количества нефти на автоматизированных узлах учета с турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях
Заменен на РД 153-39.4-042-99: Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти Уфа, 1989 г.

Оглавление

1. Общие положения

2. Определение массы нефти

3. Оформление результатов измерений

4. Основные требования к УУН и их эксплуатации

5. Типовая инструкция по эксплуатации узла учета нефти (обязательное приложение 1)

6. Определение массы нефти при различии термодинамических условий в блоке измерения параметров качества и ТПР (обязательное приложение 2)

7. Методика определения коэффициента Кg (обязательное приложение 3)

8. Журнал регистрации показаний средств измерений УУН (обязательное приложение 4)

9. Паспорт качества нефти (форма заполнения) (обязательное приложение 5)

10. Акт приема-сдачи нефти (форма заполнения) (обязательное приложение 6)

11. Методика определения плотности нефти при учетно-расчетных операциях (обязательное приложение 7)

12. Перечень нормативно-технических документов, применяемых при учетно-расчетных операциях (справочное приложение 8)

13. Ведомственный контроль метрологических характеристик средств измерений (обязательное приложение 9)

14. Порядок учета нефти при нарушениях основных требований эксплуатации и отказах средств измерений УУН (обязательное приложение 10)

15. Перечень документов, обязательных к наличию на УУН (обязательное приложение 11)

16. Типовая инструкция по эксплуатации узлов коммерческого учета нефти на базе японского оборудования (обязательное приложение 12)

17. Термины, используемые в инструкции и их определение (обязательное приложение 13)

Показать даты введения Admin

Страница 1

вн

ииспт

НЕФТЬ

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ВРЕМЕННАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МАССЫ НЕФТИ ПРИ УЧЕТНО-РАСЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С ПРИМЕНЕНИЕМ УЗЛОВ УЧЕТА НЕФТИ

г. Уфа

Страница 2

Министерство нефтяной промышленности НПО "Нефтеавтоматика" ВНИИСПТнефть

УТВЕРЖДЕН

первым заместителем министра В.Ю.Филановским б февраля 1969г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ВРЕМЕННАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МАССЫ НЕФТИ ПРИ УЧЕТНО-РАСЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С ПРИМЕНЕНИЕМ УЗЛОВ УЧЕТА НЕФТИ

СОГЛАСОВАН

СОГЛАСОВАН

начальником Главного технического управления министерства нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности

В. А. Курбатовым

зам.начальника Главного научно-технического управления метрологии Государственного комитета СССР по стандартам

И.X.Сологяяом

Страница 3

Настоящая инструкция устававливает порядок определения масон брутто и нетто нефти при учетно-расчетных операциях с применением узлов учета нефти.

Настоящий документ разработан Главным управлением автоматизации и оредотв связи MHQ, научно-производственным объединением "Нефтеавтоматика", Всесоюзным научно-исследовательским институтом по обору, подготовке и транопорту нефти и нефтепродуктов.

Разработчики:

от Главного управления автоматизации и средств связи МНП - Надеин В. А;

I

от НПО "Нефтеавтоматшса" - Слешш М.А., Апракив А.С., Фатхутдияов А.Ш. Переяславцев А.М., Кожуров В.Ю., Аблинв Л.В.; от ВНИИСПТнефть - Володин В.Г., Черкасов Н.М., Беляков В.Л.#

Лворяткн А.А.* Безрук А.В.

Страница 4

РУКОВОДИМ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРадШЕНИЮ МАССЫ НЕФТИ ПРИ УЧЕТНО-РАСЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С ПРИМЕНЕНИЕ? УЗЛОВ УЧЕТА

нзоти

Вводится взаь'.он МИ 275-82 (РД 39-5-770-82) "Инструкция по определению количества нефти на автоматизированных узлах учета с турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях"

Срок введения установлен с I марта* 1989г.

Настоящая "Инструкция по определению массы нефти при учетно-расчетных операциях с применением узлов учета нефти" (в дальней -шем - Инотрукция) устанавливает порядок определения массы брутто и нетто нефти с нормированными значениями погрешности при учетнорасчетных операциях с применением узлов учета нефти (в дальнейшем - УУН), принятых в промышленную эксплуатацию в установленном порядке.

Требования Инструкции обязательны для предприятий и организаций Министерства нефтяной промышленности. Министерства нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР и территориальных органов Госстандарта.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Массу нетто нефти при учетно-раочетных операциях определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.

1.2.    Массу брутто нефти измеряют по УУН с применением преоб-

Страница 5

4

разователей расхода и поточных преобразователей плотности.

Допускается до оснащения УУН поточными преобразователями плотности определять массу брутто нефти по результатам измерения объема с помощью преобразователей расхода и плотности нефти в соответствии с МИ 1707-87.

1.3.    Пределы допускаемой относительной погрешности метода измерения массы брутто нефти и массы нетто нефти должны соответствовать ГОСТ 26976-86.

Значения массы брутто нефти и массы нетто нефти, определенные с указанными погрешностями, принимают за действительные о учетом поправок.

1.4.    Измеряемая нефть должна соответствовать требованиям действующих соглашений и технических условий ТУ 39-01-07-622-80 (при поставке на экспорт), ГОСТ 9965-76 и технических условий на нефти уникальные по физико- техническому составу.

1.5.    Результаты измерений массы брутто нефти регистрируют на цифропечатающем устройстве (в дальнейшем - ЦПУ) или считывают

с дисплея (электромеханических счетчиков) через интервалы времени, установленные в договорах на поставку нефти, а также при каждой остановке и возобновлении перекачки нефти.

Бланк ЦПУ прикладывается к экземпляру "Акта приема-сдачи нефти" поставщика.

Но требованию одной из сторон представителями предприятий поставщика и потребителя производится внеочередная регистрация результатов измерений.

Содержание волы, хлористых солей, серы, механических примесей в нефти определяют путем лабораторного анализа пробы нефти, отобранной пробоотборником в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85.

Страница 6

5

Для определения параметров нефти (содержание воды, хлористых солей, серы и т.д.) допускается использовать поточные л лабораторные анализаторы, просюддае метрологическую аттестацию и имеющие метрологические характеристики не худе нормируемых действующими нормативно-техническими документов (в дальне1иом-ИТД).

Анализ проб нефти может проводиться по соглааению сторон в аналитической лаборатории продприятия-пост8вцко<а или предприятия-потребителя .

Аналитическая лаборатория, в которой проводят анализ проо нефти, должна быть аттестована в соответствии с действующими 1ГГД.

1.6. На основании настоящей Инструкции и инструкций по эксплуатации средств измерений, технологического и вспомогательного оборудования, входящих в состав УУН, на кагдый узел владельцем должна быть разработана "Инструкция по эксплуатации узла учета нефти", учитывающая конкретные условия эксплуатации, типовая форма которой приведена в обязательном приложении I.

Типовая инструкция по эксплуатации узлов коммерческого учета нефти на базе’ японского оборудования приведена в осязательном приложении 12.

2. ОПРКдШИй) КАССЫ НЕСТИ

2.1. Массу нетто нефти определяют по формуле:

Си

Мн=М5р~МГ,

ыС</

где Н$р - масса брутто нефти, зарегистрированная на ЦПУ, а

при его отказе определенная по показателям ЦКОИ, т; - масса балласта, т, определенная по формуле:

tym t-Щ +

100

У

(2)

Страница 7

6

где    - массовая доля механических примесей в нефти, %;

we - массовая доля воды в нефти, %;

W%с - массовая доля хлористых солей в нефти, %*

Если среднее значение разности давлений и температур нефти, проходящей через преооразователь расхода и блок измерения параметров качества в процессе работы УУН, равно или превышает 0,3 МПа и 0,5 °С соответственно при отсутствии автоматического приведения значения плотности нефти к условиям измерения объема, массу брутто нефти и массу нетто нефти определяют в соответствии с обязательным приложением 2. Коли отклонение коэффициента преобразования превышает + 0,05 % при ведомственном контроле и сохраняется знак отклонения коэффициента преобразования по результатам ведомственного контроля трижды, то производится перерасчет количества нефти в соответствии с п.2.4 приложения 9.

Результаты определения массы нетто нефти заносят в "Акт приема -сдачи нефти".

2.2. Определение массы нефти при отсутствии или отключении преобразователя плотности.

2.2.1.    Массу брутто нефти при отсутствии преобразователя плотности определяют:

^5р =    (3)

гла    №fy - масса брутто нефти, т;

V - объем нефти по показаниям вторичной аппаратуры, м3; плотность нефти по данным аналитической лаборатории, приведенная к условиям измерения объема, т/мэ. Определение плотности производится по среднесменной пробе, отобранной пвтоматичоским пробоотборником, с последующим ее перемешиванием пррел измерением плотности.

2.2.2.    Массу брутто нефти при отключении преобразователя

Страница 8

7

плотности из-за отказа и при отсутствии резервного преобразователя определяют:

f    <4>

где 4 М - поправка на массу брутто, т, определенная по формуле:

A    (5)

где Кд - поправочный множитель, определенный по методике, приведенной в обязательном приложении 3.

2.2.3. Определение массы нетто нефти

Ми = М$р - Mg’

(6)

3. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

3.1.    Результаты измерений объема и массы брутто нефти записывают в "Журнал регистрации показаний средств измерений УУН" (форма журнала приведена в обязательном приложении 4).

"Журнал регистрации показаний средств измерений УУН" и бланки регистрации результатов измерения объема и массы брутто нефти подписывают ежесменно представители предприятий-поставщика и потребителя.

3.2.    Результаты определения плотности, содержания воды, хлористых солей, среды (по условиям поставки), механических примесей заносят в "Паспорт на сдаваемую нефть" (форма паспорта приведена в обязательном приложении 5).

3.3.    На основании записей в "Журнале регистрации показаний средств измерений УУН" или в бланке регистрации результатов измерения и в "Паспорте на сдаваемую нефть" оформляют "Акт приема-

)сдачи нефти" (форма акта приведена в обязательном приложении 6).

Страница 9

с

Паспорт является неотъемлемой частью "Акта приема-сдачи нефти".

3.4.    "Акт приема-сдачи нефти" составляют (печатают) в четырех экземплярах с приложением "Паспорта на сдаваемую нефть".

Один экземпляр акта оставляют у поставщика, второй - передают потребителю. Два экземпляра передают в бухгалтерию для производства денежных расчетов (один экземпляр приемо-сдаточных документов оставляют в бухгалтерии поставщика, а второй, со счетом -платежным требованием передают потребителю каждую пятидневку).

3.5.    Должностные липа, ответственные за прием-сдачу нефти, составление и подписание приемо-сдаточных до1огментов, назначаются приказами по предприятию.

3.6.    Образцы подписей ответственных лиц за прием-сдачу нефти хранят в бухгалтериях поставщика и потребителя.

4. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К УУН И ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

4.1. Состав, технические и метрологические характеристики средств измерения и оборудования должны соответствовать проекту, прошедшему метрологическую экспертизу во ВНИИР в соответствии о N01 1325-87; рекомендуемый соотав УУН приведен в табл Л.

Таблица I

Наименование средств измерений ! и обо^дования, входящих в сос- t    Примечание

____IIIIiIIIIIIIIIiIIIIIIIII!

I. Основные средства измерения и оборудование

T.I. Измерительные линии

I.I.I. Преобразователи расхода 'пгр-Опнные (в дальнейшем - TUP;

Роторные или других типов

Страница 10

Продолжение табл.I

________I________

1.1.2.    Фильтры

1.1.3.    Задвижки (задвижки с электроприводом)

1.1.4.    Струевылрямителя

1.1.5.    Датчики давления

1.1.6.    Датчики температуры

1.2. Блок измерения параметров качества нефти (в дальнейшем - БИК)

1.2.1.    Преобразователь плотности поточный

1.2.2.    Манометры

1.2.3.    Термометры

1.2.4.    Пробоотборник автоматический

1.2.5.    Просоотборный кран

1.2.6.    Циркуляционный насос

1.3.    Пробоотборное устройство

1.4.    Устройство обработки, хранения, индикации к регистрации результатов измерений

1.4.1.    Центральный блок обработки ин^О]эмацш (в дальнейшем-

1.4.2.    Вторичные приборы ТИР

1.4.3.    СуыынрупциЙ прибор

2

При возможности обеспечения необходимого расхода в блоке качества допускается применение безнасосной схемы

При наличии по проекту

В случае измерения по УУН объема и при количестве измерительных линий более 2

При количестве рабочих измерительных линий более 2

1.5. Цн£ропечатапцее устройство

2. Дополнительные средства измерений и оборудование

Страница 11

Продолжение табл.I

II"

2.1.    Преобразователь влагооо-держания поточный

2.2.    Преобразователь солесодер-жания поточный

2.3.    Преобразователь серосодер-жания поточный

2.4.    Преобразователь вязкости поточный

2.5.    Устройство по корректировке коэффициента преобразования ТПР по расходу или расхода по вязкости

2.6.    Индикатор расхода на ветви качества

При наличии по проекту

При наличии по проекту

При наличии по проекту

При наличии по проекту использовать для коррекции коэффициента преобразования

При наличии по проекту использовать для коррекции коэффициента преобразования

2.7.    Контрольное устройство эованности в БИК (газосигнализатор)

2.8.    Промывной насос

2.9.    Регулятор давления

2.10.    Дисплей

2.11.    Детектор газа в нефти

зага-

При наличии по проекту

При наличии по проекту При наличии по проекту При наличии по проекту При наличии по проекту

УУН должен быть укомплектован стационарной трубопоршневой поверочной установкой (в дальнейшем - ТПУ), пропускная способность которой позволяет проводить поверку ТПР в фактическом диапазоне расхода через измерительные линии.

При отсутствии стационарной ТПУ на УУН до его оснащения допускается производить поверку ТПР по передвижной ТПУ, пропускная способность которой и давление позволяют проводить поверку ТПР в рабочем диапазоне расхода и давления.

Погрешности средств измерений, входящих в состав УУН, должны соответствовать действующим НГД.

Прк измерении давления и температуры нефти должны использо-

Страница 12

II

ваться датчики давления и температуры, а при их отсутствии манометры класса точности 1,5 и термометры с ценой деления 0,1 °С.

4.2.    Средства измерений, входящие в УУК должны пройти государственные приемочные испытания (ГПК) в -соответствии с ГОСТ 6.383-80 или государственную метрологическую аттестацию в соответствии с ГОСТ 8.32S-78, ЫК1318-86 и типовыми программа:.!*:, перечень которых приведен в справочном приложении 8.

4.3.    Средства измерений, входящие в УУН, псдлекат государственной поверке в соответствии с требованиями ГОСТ 8.513-84 и методических указаний метрслогичосхкх ;лститутов Госстандарта (ин-струзсцй или разделов технического описания), перечень которых приведен в справочном приложении 8, о также ведомственное контролю метрологических характеристик в соответствии с обязательны?.! приложением 9.

Учет нефти при поверке и ведомственном контроле метрологических характеристик рабочих ТИР ведется по резервным ТИР (на измерительных линиях поставки Японии учет нефти ведется по контрольным преобразователям расхода, если отсутствует возможность сброса нефти с выхода ТПУ на отдельный резервуар).

При невозможности использования средств измерений, входящих в УУН, определение массы нефти производится по резервной схемо, которая определена в договоре на поставку нофти.

4.4.    Бызов госповорителя осуществляет организация, проводящая обслуживание УУН. Расходы, связанные с вызоеом госповерителя для периодичеокях и внеочередных поверок в случаях, указанных в п.4.8, оплачивает владелец УУН. В остальных случаях проведения внеочередных, а также экспертных поверок расходы оплачивает предприятие, по вине которого допущено нарушение, или предприятие-заявитель в случае, если в результате поверок нарушений не обнаружено.

Страница 13

lid

4.5. Основные требования к эксплуатации УУН.

4.5.1.    Зое средства измерений, входное в состав УУН, должны быть работоспособны и иметь действующие свидетельства о поверке или клеймо.

4.5.2.    Суммарная погрешность УУН определяется I раз в год после проведения поверки всех средств измерений, входящих в состав УУН.

В случав замены одного из средств измерений или после проведения внеочередной поверки любого средства измерения и получения погрешности этого средства измерения, не превышающей предела допускаемой погрешности, определение суммарной погрешности УУН не производится.

4.5.3.    В процессе эксплуатации УУН долины контролироваться следующие параметры.

4.5.3.1.    Расход нефти через измерительные линии.

Расход нефти измеряется в м3/ч и должен находиться в пределах рабочего диапазона, указанного в свидетельстве о поверке преобразователя расхода.

4.5.3.2.    Температура и давление нефти на выходном коллекторе УУН.

Давление нефти на выходе УУН должно обеспечивать бескавита-* ционную работу ТПР и должно быть не менее значения, определенного по формуле:

р - 2,06 -Рн *гАР ,    (7)

где Р - избыточное давление на выходе УУН, МПа;

Р^ - абсолютное давление насыщенных паров; определенное о помощью бомбы Рейда при максимальной температуре нефти на УУН по ГОСТ 1756-52.

При измерении газонасыщенной нефти давление насыщенных паров определяется согласно ОСТ 39-087-79.

Страница 14

13

Д Р - перепад давления на ТПР, МПа.

4.5.3.3.    Температура и давление нефти в блоке измерения параметров качеотва на выходе преобразователя плотности.

Повэрка преобразователя плотности "Денситон" производится в рабочем диапазоне плотности, температуры и давления, предельные значения которых должны быть указаны в представленной владельцем УУН и согласованной покупателем нефти справке. Эксплуатация преобразователей плотности "Денситон" должна производиться в указанных пределах.

4.5.3.4.    Перепад давления на фильтрах.

Перепад давления на фильтрах должен быть не более значения, указанного в паспорте на данный тип фильтра.

4.5.3.5.    Вязкость нефти.

При отсутствии устройства по корректировке коэффициента преобразования ТПР по вязкости, вязкость нефти не должна отличаться от значений вязкости, при которых проводилась поверка ТПР, более чем на:

+ 2*10“^ м^/с для ТПР "Турбоквант";

t 5*10“^ м^/с для ТПР "Ротоквант" Ду 400,

МКГ-100, МИГ-150, Смит-200;

_^jq.jq—6 |для ТПР МИГ—200, МИГ—250, МИГ—400, Смит—250 .

4.5.3.6.    Периодическую поверку средств измерений, входящих в состав УУН, проводят по графику, составленному организацией, проводящей обслуживание УУН, утвержденному руководителем организации-владельца УУН и согласованному территориальными органами Госстандарта, но но реже:

рабочих средств измерений (ТПР; преобразователей плотнооти, влагосодержания, солеоодержания, оеросодержания, вязкости; ЦБОИ; вторичных приборов счетчиков; суммируодих приборов), весов, мор-- I раз в год;

ников

Страница 15

14

контрольных ТПР

- I раз в год;

трубопоршневых поверочных установок:

стационарных

передвижных

-    I раз в 2 года;

-    I раз в год.

4.6.    Несоблюдение требований п.4.5 является нарушением основных требований эксплуатации УУН.

Порядок учета нефти при нарушениях основных требований эксплуатации и отказах средств измерений УУН приведен в обязательном приложении 10.

4.7.    Инспекционную и экспертную поверки проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 8.513-84. Инспекционную поверку проводят для выявления пригодности к применению средств измерений при осуществлении ведомственного контроля.

Экспертную поверку проводят при возникновении спорных вопросов по метрологическим характеристикам, исправности средств измерений УУН и пригодности их к применению.

4.8.    Внеочередную поверку СИ УУН проводят по письменному заявлению одной из сторон в соответствии с требованиями ГОСТ 8.513--84, а также в случаях:

получения отрицательных результатов при ведомственном контроле метрологических характеристик средств измерений в соответствии о приложением 9;

отклонения значений давления и температуры в условиях эксплуатации от значений, при которых проводилась поверка преобразователей плотности (кроме преобразователей фирмы "Сблартрон");

отклонения эначений вязкости нефти в условиях эксплуатация от значений, при которых проводилась поверка ТПР, более установленных пределов при отсутствии корректора по вязкости;

сохранения знака и величины отклонения более 0,05 % коэффициент л преобразования, определенного в соответствии с п.2 прп-

Страница 16

15

ложения 9, в течение 2-х межконтрольных интервалов.

4.9.    После периодической (внеочередной) поверки ТПР, при изменении его коэффициента преобразования,представитель наладочного управления треста "Спецнефтеметрология" в присутствии представителей предприятий-поставщика, потребителя и госповорителя выставляет его значение на соответствующих вторичных приборах турбинных счетчиков (ЦБОИ) и госповеритель пломбирует их.

4.10.    Для поддержания УУН в работоспособном состоянии осуществляют комплекс операций в соответствии с РД 39-5-1253-86 "Правила обслуживания систем измерения количества нефти и трубо-поршневых установок".

4.11.    Перечень документов, обязательных к наличию на УУН, приведен в обязательном приложении II. Термины, используемые

в инструкции и их определение - в обязательном приложении 13.

Страница 17

16

ПРИЛОЖЕНИЕ I Осязательное

УТВЕРЖДАЮ

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель предприятия-потреоителя

Руководитель предцриятия-поставщкка

19 г.

.19 г.

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ УЗЛА УЧЕТА

СОГЛАСОВАНО

Руководитель территориального органа Госстандарта

19 г.

СОГЛАСОВАНО

Руководитель организации, проводящей обслуживание

19

г.

Страница 18

17

Инструкция по эксплуатации узла учета нефти (УУК) должна состоять из следующих разделов:

введение;

общие сведения;

указания ыер безопасности;

порядок эксплуатации УУК;

метрологическое обеспечение з пломбирование средстз измерений, входящих в УУН;

техническое обслуживание.

1.    В разделе "Введение” указывают;*

1.1.    Назначение и область применения инструкции (номер

г местонахождение УУН, на который распространяется данная инструкция) .

Допускается разработка единой инструкции на группу однотипных УУН, расположенных на одной площадке.

2.    В разделе "Общие сведения" приводят:

2.1.    Назначение и состав УУН.

2.1.1.    Назначение УУН.

2.1.2.    Состав УУН.

2.1.2.1.    Основные средства измерений и оборудование.

2.Х.2.2. Дополнительные средства измерений и оборудование.

2.1.3.    Образцовые средства измерений (ТПУ).

2.1.4.    Порядок взаимодействия с аналитической лабораторией.

2.2. Схемы УУН.

2.2.1.    Технологическую схему УУН и технологический режим перекачки нефти через УУН;

номера задвижек, которые должны быть проверены на герметичность и опломбированы.

2.2.2.    Структурную схему УУН.

Страница 19

18

2.2,3. Резервную схему учета нефти, номера задвижек, которые должны быть проверены на герметичность и опломбированы.

3.    В разделе "Указания мер безопасности" приводят правила безопасности, которые необходимо соблюдать как во время подготовки УУН х работе, так и при его работе.

4.    Б разделе "Порядок эксплуатации УУН" указывают:

4.1.    Порядок включения УУК в эксплуатацию.

4.2.    Способ, периодичность отбора проб нефти, место, виды и периодичность проведения анализов. Действия операторов при выходе из строя автоматического пробоотборника, циркуляционного насоса.

4.3.    Перечень контролируемых параметров, порядок и периодичность их контроля.

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

4.5.    Порядок действий операторов по поддержанию давления на выходе УУН в пределах нормируемого значения.

4.6.    Порядок записи параметров, результатов измерений и ведения технической документации на УУН (журнала регистрации показаний средств измерений УУН, эксплуатационного журнала и др.).

4.7.    При нарушении условий эксплуатации УУН указывают:

4.7.1,    Случаи, при которых операторы УУН должны отключать рабочую измерительную линию и включить резервную в соответствии с обязательным приложением 10.

Порядок действий операторов при переходе на резервную линию (операции перехода, проверка герметичности задвижек на отключенной линии, сообщение диспетчерской олужбе и запись в эксплуатационном журнале).

4.7.2.    Перечень ситуаций, при которых продолжается эксплуа-

Страница 20

19

тация УУК с одновременным ремонтом (заменой) отдельных элементов в соответствии с обязательным приложением 10.

Порядок действий операторов.

4.7.3.    Перечень ситуаций, при которых УУК должен быть отключен и осуществлен переход на резервную схему учета нефти согласие обязательному приложению 10.

Порядок действий операторов при данных ситуациях.

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

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

Порядок учета нефти по резервной схеме учета.

5.    В разделе "Метрологическое обеспечение и пломбирование средств измерений УУН" указывают:

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

5.2.    Номера задвижек, которые должны быть проверены на герметичность при переключении, и порядок проверки,

5.3.    Места установки поверитольных пломб и клейм на средствах измерений в соответствии с "Правилами клеймения систем измерения количества нефти и труболоршневых установок" РД 39-5-1154-84

5.4.    Действия оператора при обнаружении повреждений пломб или клейм на оредствах измерений и оборудовании, входящих в УУН.

5.5.    Все данные по установке и онятию пломб, а также результаты проверки сохранности клейм и пломб заносятся в "Журнал установки (снятия) пломб", форма которого приведена в обязательном приложении настоящей типовой Инструкции.

6.    В разделе "Техническое обслуживание", которое проводится