Министерство нефтяной промышленности ВШЮПТнбфть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМШТ

МЕТОДИКА

КОНТРОЛЯ РАБОТОСПОСОШОС7И ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ ПЛОТНОСТИ НА МЕСТЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

РД 39-0147103-352-86

Уфа 1966

Министерство нефтяной промышленности

Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов

(ВНИИСПТнефть)

УТНКРЩДН

первым заместителей министра В.Ю.Филановскжы 22 июля 1966 года

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА КОНТРОЛЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ ПЛОТНОСТИ НА МЕСТЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

РД 39-0147103-352-86

Уфа 1986

10

5,1.18. При выполнении условия ( 6 ) производят измерения по пункту 5.2.

5.2. Определение влияния потока на выходной сигнал преобразователя плотности.

5.2.1.    Устанавливают преобразователь плотности в измерительную линию блока качества согласно техническому описанию» подсоединяют кабель к преобразователю плотности и включают поток нефти через преобразователь.

5.2.2.    Подключают вольтметр (частотомер) к преобразователю плотности и выдерживают его на потоке в течение одного часа.

5.2.3.    Производят отсчет показаний выходного сигнала преобразователя плотности.

5.2.4.    Закрывают задвижку ниже преобразователя плотности по потоку.

5.2.5.    Через I минуту после прекращения прохождения нефти через преобразователь плотности производят отсчет выходного сигнала.

5.2.6.    Результаты измерения выходного сигнала преобразователя плотности, давления и температуры нефти в преобразователе при открытой и закрытой задвижке заносят в протокол приложения I.

5.2.7.    Операция по п.п. 5.2.3.-5.2.6. производят не менее 3 раз.

5.2.6. Разность показаний преобразователя плотности в потоке Qpl я при закрытой задвижке tfcmi в каждом измерении не должна превышать предел допускаемой погрешности преобразователя плотности 9 *

При невыполнении этого условия преобразователь плотности к эксплуатации не допускается.

II

6. ТЕКУЩЕЙ КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ ПЛОТНОСТИ

6.1.    В журнале текущего контроля ( приложение 2) фиксируются

средние за сиену значения плотности нефти по данндо аналитической лаборатории    и    по    показаниям преобразователя плотности ф .

6.2.    Каждую смену определяется разность плотностей

А    (V)

где К - коэффициент приведения ф к температуре и давлению нефти в блохе качества ; р - среднесменное значение давления нефти в блоке качества, МПа ;

imp_; ±пл ~ среднесменные значения температуры нефти, соответствен* но на УУН и в блоке качества, °С.

5.3.    Определяют отклонение сменной разности плотности А от среднего значения Л за первые 30 смен после поверки: Д * А .

Должно выполняться условие:

|д-д I ^ 9_а+9 .    ^{( 8} )

При несоблюдении этого условия в течение двух смен подряд преобразователь плотности демонтируется и производится его контроль согласно пунктам 4 и 5 настоящей методики.

15

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Справочное

Значения коэффициентов термического расширения нефти

Плотность» кг/м^	! I04, °С~Г
800,0 - 809,9	9,5
810,0 - 819,9	9,2
820,0 - 829,9	9,0
830,0 - 839,9	8,7
840,0 - 849,9	8,4
850,0 - 859,9	8,2
860,0 - 869,9	7,9
870,0 - 879,9	7,7
880,0 - 889,9	7,5
890,0 - 899,9	7,2
900,0 - 909,9	7,0

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМШТ

МЕТОДИКА

КОНТРОЛЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ ПЛОТНОСТИ НА МЕСТЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

РД 39-0147103-352-86

ВДИИСПТнефть 450055, Уфа, просо.Октября, 144/3

Подписано в печать 05.09.86 г. П10366 Формат 60x90/16. Уч.-изд.я. 0,8. Тираж ТС0 экэ. Заказ >П

Ротапринт ВНИИСПТнофти

Руководящий документ РД 39-0147103-352-86 "Методика контроля работоспособности преобразователя плотности на месте эксплуатации"

РАЗРАБОТАН Всесоюзным научно-исследовательским институтом по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (разработчики Р.Г.Исхаков, В.Г.Володин, Н.М.Черкасов, А,А.Дворяшнн, В.Л.Беляков, А.А.Фаткулдин);

Управлением автоматизации и средств связи (разработчик В.?-Панарин) ;

Специализированным управлением по метрологическому обеспечению, техническому обслуживанию измерительных систем определения количества нефти я пусконаладочных работ (разработчики С.М.Михайлов , В.И,Вишняков, Л.В.Аблина);

Специализированным Управлением пуско-наладочных работ (разработчики И,С,Минасян, Е.Ю.Сементовская).

СОГЛАСОВАН Казанским филиалом Всесоюзного ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательского института физико-технических измерений (КФ ВНИИОТРИ) Госстандарта.

В связи с ограниченным тиражом институт "ВНИИСПТнефть" разрешает заинтересованным организациям размножение данного документа.

МЕТОДИКА КОНТРОЛЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ ПЛОТНОСТИ НА МЕСТЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ РД 39-0147103-352-86

Вводится взамен "Временной методики проверки плотномеров в условиях эксплуатации”

Срок введения установлен cI5.08.86r.

Срок действия до15.08.88г.

Настоящий руководящий документ предназначен для проведения хантроля метрологических характеристик преобразователей плотности -статической и динамической погрешностей. Руководящий документ распространяется на преобразователи плотности "Денснтон* ■ "Солартрон", установленные на узлах учета нефти.

Контроль осуществляется ведомственной метрологической службой.

I. СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ

При контроле преобразователей плотности должны быть применены следующие средства измерений.

IЛ. Набор ареометров для нефти ,ат тес то ванных с точность» образцовых П разряда, диапазон измерений 770-950 кг/м^, допускаемая погрешность + 0,3 кг/м^, ГОСТ I848I-8I.

1.2.    Вольтметр цифровой B7-I6, диапазон измерений 0-1000 В,

в рабочем диапазоне от 0 до 10 В предел допускаемой основной погрешности ± 0,05f_v ТУ 2.710.002.

1.3.    Термометры группы 4, тип Б или А, » 2, диапазон измерений 0-55°С, цена деления 0,1°С, ГОСТ 2I5-73E.

4

1.4.    Цилиндр I-IOOO, ГОСТ I848I-8I.

1.5.    Частотомер электронно-счетный 43-33, диапазон измерения 10 Гц -10МГц, ГОСТ 7590-78.

1.6.    Манометр избыточного давления грузопоршневой МП-60,

ГОСТ 8291-83.

1.7.    Манометр класса точности 1.0, ГОСТ 8625-77.

1.8.    Лупа с 4-хкратным увеличением.

1.9.    Промывочные жидкости:

авиационный бензин марки Б-70, ГОСТ 1012-72;

о

хромовая смесь (60 г двухромовокислого калия, I дм серной 3    3

кислоты плотностью 1840 кг/м и I дм дистиллированной воды);

спирт технический , ГОСТ 18300-72;

бензол, ГОСТ 5955-75;

1.10.    Допустимо применение других средств измерений с анало-гичньаос или лучшими характеристиками.

2. ОПЕРАЦИЙ КОНТРОЛЯ

При проведении контроля должны быть выполнены следующие операции.

2Л. Отбор проб нефти для анализов (п.4Л.).

2.2.    Измерение плотности нефти ареометром (п.5.1.2.).

2.3.    Измерение плотности нефти преобразователем плотности в статическом режиме (п.5.1.).

2.4.    Определение разности значений плотности нефти, измеренных ареометром и преобразователем плотности (п.п.5ЛЛЗ-5ЛЛ6).

2.5.    Определение влияния потока на результат измерения преобразователем (п.5.2.).

2.6.    Текущий контроль за работой преобразователя плотности

(р. 6).

5

3. УСДОШЯ КОНТРОЛЯ

При проведения контроля должны быть соблюдены слвдуедие условна.

3Л. Преобразователь плотности должен быть поверен и иметь свидетельство о поверке.

3.2.    Контроль преобразователя плотности "Денситон* необходимо проводить в рабочем диапазоне плотности, температуры и давления» указанных в свидетельстве о поверке.

3.3.    Контроль преобразователя плотности "Солартрон"кеобходК'‘ мо проводить ярш рабочем давлении.

3*4. Значения параметров» указанных в п.ц. 3.2 и 3.3 должны соответствовать условиям эксплуатация преобразователя плотности на момент контроля.

4. ПОДГОТОВКА К КОНТРОЛ)

Перед проведением контроля должны быть выполнены следующие работы.

4.1.    Отбирают нефть (5 л) в блоке качества с помощью вентиля ручного отбора в открытую емкость.

4.2.    Отсоединяют кабель от. преобразователя плотности» преобразователь демонтируют с технологической линии.

4.3.    Промывают преобразователь плотности промывочными жидкостями и высушивают.

4.4.    Ареометр и термометры промывают бензином» чистым спиртом и выдерживают на воздухе до высыхания.

4.5.    Цилиндр промывают хромовой смесью» ополаскивают дистиллированной водой и высушивают.

4.6.    При контроле преобразователя плотности "Денситон*¹ устанавливают температуру окружающей среды в блоке качества, соответ-

6

ствующую одному из значений рабочего диапазона температуры нефти*

Допускается статическую проверху преобразователя плотности проводить в специально оборудованном помещении* имеющем взрывоза-щшценную электроарматуру.

4.7.    При проверке преобразователя плотности "Солартрон" устанавливают температуру воздуха в помещении 20± Ю°С.

4.8.    Выдерживают при температуре, указанной в п.п. 4.6, 4.7. датчик плотности и пробу нефти не менее 6 часов.

4.8.1.    При использовании для контроля преобразователя плотности легких нефтей время выдержки нефти можно сократить до 2 часов, чтобы плотность отстоенной нефти осталась в пределах рабочего диапазона плотности на данном пункте сдачи нефти.

4.8.2* Для преобразователя плотности, который постоянно находился в блоке качества и там же был промыт, дополнительной выдержки времени перед проведением контроля не требуется.

4.9* Устанавливают заглушку на нижний фланец преобразователя.

4.10.    Не менее чем за один час до проверки подсоединяют кабель к преобразователю плотности.

4.11.    При контроле преобразователя плотности "Денситон" подсоединяют к выводам платы плотномера вольтметр.

При контроле преобразователя плотности "Солартрон" подсоединяют к выходам первичного преобразователя плотности частотомер.

5. ПР0ВВДЕН1Е КОНТРОЛЯ

5.1.    Определение плотности нефти в статическом режиме в рабочем диапазоне давлений.

5.1.1.    Пробу нефти объемом 1000 мл заливают в чистый цилиндр*

5.1.2.    Измеряют температуру нефти стеклянным термометром с

7

точностью 0,1°С и плотность ареометром согласно ГОСТ 3900-47.

5.1.3.    Результаты измерения плотности и температуры нефти в цилиндре заносят в протокол.

5.1.4.    В полость преобразователя плотности вводят пробу нефти из цилиндра. Пробу нефти заливают медленно, чтобы в полости преобразователя плотности не было пузырьков воздуха, плотномер "Денситсн" наклоняют в сторону кармана компенсирующего элемента.

5Л.5. Измеряют температуру нефти в преобразователе плотности с точностью 0Д°С стеклянным термометром.

5.1.6.    Преобразователь плотности закрывают прокладкой из бензостойкой резины и заглушкой со штуцером. Через пгсуцер преобразователь соединяют с грузопоршневым манометром или с вентилем ручного отбора пробы в блоке качества.

5.1.7.    Используя рабочее давление блока качества или с помощью грузопоршневого манометра создают в преобразователе плотности давление, соответствующее условиям его эксплуатации на момент поверки. Производят отсчет выходного сигнала с вольтметра при контроле преобразователя плотности "Денситон" или частотомера при контроле плотномера "Солартрон".

5.1.8.    Снижают давление в преобразователе плотности до атмосферного, снимают верхний фланец и резиновую прокладку.

5.1.9.    Производят повторное измерение температуры нефти в преобразователе плотности аналогично п.5.1.5.

5.1.10.    Результаты измерения выходного сигнала преобразователя плотности» давления и температуры нефти ь преобразователе заносят

в протокол обязательного приложения I.

5.1.11.    Пробу нефти из преобразователя плотности сливают в ци~ линдр.

5.1.12.    Операции по п.п.5 Л .2-5.1.11 производят не менее 3 рал.

в

5Л.13. Значение плотности пробы нефти* определенное с помощь» ареометра* приводят по температуре и давлению к условиям, яри которых производился отсчет выходного сигнала преобразователя плотности, по формуле:

9а- пр= % y+J⁵ (toL - ti)+ F Pi ]    ( I    )

где (^ol ** плотность нефти* определенная с помощью ареометра* кг/м³;

J3 - коэффициент термического расширения, значение которого берется из таблицы, приведенной в приложении 3, °(Г¹;

температура нефти в цилиндре, °С; температура нефти в преобразователе плотности, °С -среднее арифметическое значений температуры, полученных при измерениях по п.п.5Д.5.и 5.1*9; коэффициент сжимаемости нефти,

1,0 • ICrW;

Pi - давление в преобразователе плотности, МПа.

5.I.I4. Значение плотности нефти, кг/м³, по данным измерений, полученным с помощью преобразователя плотности "Денситои", вычисляется по формуле

д. = A -Ui ,    (    2 >

где /4 * 100 кг/м³/ В - коэффициент пропорциональности,

Ui - значение напряжения выходного сигнала преобразователя плотности при /-ом измерении, В.

5 Л .15. Для преобразователя плотности типа "Солартрон" плотность* кг/м³, вычисляется по формуле:

(Ko+KTi* К₂ Т*) ■ 10*- Д<?р >    ^(    3)

где Ко,К,постоянные коэффициенты, приведенные в сертификате на данный преобразователь плотности ;

9

Т

¹    "    значение    периода    выходного    сигнала    преобразователя

^ Фр - поправка по давлению, обеспечивающая компенсацию коэффициента давления преобразователе плотности Т МТ 1762, кг/м³, вычисленная so формуле:

^ Рр «= 145,04 • Кр * Р_и ,    (    4    )

^гД^в Кр - коэффициент давления преобразователя плотности, при-веденный в сертификате ;

р

и - избыточное давление в преобразователе плотности в момент контроля, МПа,

Разность значений плотности нефти, измеренных ареометром и преобразователем плотности, вычисляется по формуле:

Л$' =    ~tyainp ■    ( ⁵    )

Величина разности не должна превышать сумму пределов допускаемых погрешностей преобразователя плотности и ареометра

^{( 6}

где &а - предел допускаемой погрешности ареометра, кг/м* ;

Q ⁼    предел допускаемой погрешности преобразователя плот

ности , кг/м^ ;

$=Qf%- приведенная погрешность преобразователя плотности ; /vox ” максимальное значение рабочего диапазона плотности, взятое из свидетельства о поверке, кг/м^.

5.1.17. Вели одно из значений разности, определенных по формуле ( 5 ), превышает сумму пределов допускаемых погрешностей, то количество измерений доводят до 5.

При повторном получении отрицательных результатов преобразователь плотности подлежит ремонту и внеочередной поверке.