Министерство нефтяной промышленности ВШИСПТнефть

РУКОВОДЩЦИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПОТОЧНЫЕ ВИБРАЦИОННЫЕ 1ШОТНОМЕРЫ. МЕТОДИКА ПРОВЕРКИ ДОСТОВЕРНОСТИ ПОКАЗАНИЙ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

РД 39-0I47I03-39I-8?

1937

Министерство нефтяной промышленности ВЯИИСПТнефть

УТВЕРЖДЕН

заместителем министра

В.М.Бдюшм

21 мая 198? г.

руководащй ДОКУМЕНТ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПОТОЧНЫЕ ВИБРАЦИОННЫЕ ПЛОТНОМЕРЫ. МЕТОДИКА ПРОВЕРКИ ДОСТОВЕРНОСТИ ПОКАЗАНИЙ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

РД 39-0147103-391-8?

1987

10

леиие в течение 5 минут не отклонилось более чем на 0,1 МПа камера считается герметичной*

5.5.2* Сбрасываю давление в камере до 0,5 МПа, открываю вентили на пробоотборных патрубках и по изменен** давления в пробоотбориой камере судят о прохождении жидкости через прибор при установке его на трубопроводе.

б. ПРОВЕДЕНИЕ ПРОВЕРНИ

6.1.    Внешний осмотр.

6.1 Л. Проверяют укомплектованность плотномеров согласно паспорту, наличие маркировки и отсутствие дефектов и механических повреждений.

6.2.    Опробование.

6.2.1.    Проверяю исправность приборов и их функционирование согласно соответствующим инструкциям по эксплуатации.

6.3.    Проведение проверки.

6.3.1.    Заполняю металлический пикнометр дизельным топливом. Устанавливаю заполненный дизельный топливом пикнометр вертикально согласно схеме, изображенной на рисунке. Открываю вентили, установленные на выходе из пикнометра и на входе а пикнометр. Открываю кран на входе в емкость пикнометра и затем открываю кран на выходе из емкости пикнометра. После этого прикрываю байпасный вентиль на обводной линии пикнометра, чтобы обеспечить скорость прохождения нефти через пикнометр, достаточную для установления состояния теплового равновесия нефти в пикнометре с условиями в трубопроводе за приемлемый период времени (35-50 мкн).

6*3.2. Для снятия пикнометра закрывают последовательно вентиль на выходе лэ пикнометра, кран на выходе из емкости пикнометра, кран ьа входе в емкость пикнометра, вентиль на входе в пикнометр. Затем открывают полностью байпасный вентиль на обводной ли-71

нии пикнометра. Пикнометр отсоединяет и проверяют визуально краны на герметичность. Очищают снаружи и вытирают сухой тканью, не оставляющей ворсинок на поверхности пикнометра.

6.3.3.    Записывают данные о давлении, температуре в месте установки плотномера, плотности, измеренной плотномером на момент времени снятия пикнометра,и результаты измерений коэффициентов сжимаемости и объемного термического расширения.

6.3.4.    Переносят пикнометр в помещение. Перед взвешиванием, при необходимости,пикнометр следует тщательно вымыть бензином, чтобы удалить все следы нефти, а затем промыть спиртом, чтобы удалить следы бензина. Последние следы спирта удаляют с помощью воздушного потока. Упаковывают пикнометр в полиэтиленовую пленку (или полиэтиленовый мешок! и помещают в термостат. Выдерживают пикнометры в термостате в течение 30 мин. После чего производят взвешивание пикнометров на аналитических весах и определяют плотность жидкости

в пикнометре по формуле    ,

.. (mt-rruHl-JP")_ _    (у

И,р    ’

где J) - плотность балансировочных гирь, г/см³;

Юг - масса пикнометра, заполненного исследуемой нефтью, г;

РП* ~ масса пикнометра без воздуха, г (см. п.5.4.3.);

J - плотность воздуха, г/см³;

вместимость пикнометра при условиях потока, см³.

Вместимость пикнометра при условиях потока определяется по формуле

12

При проведении расчетов по формулам (1)-( 3) результаты измерений округляют по СТ СЗВ 543-77,

6.3.5.    После взвешивания заполненного пикнометра давление сбрасывают и опорожняют пикнометр. После опорожнения пикнометра его промывают бензином, чтобы удалить все следы продукта, затем спиртом и высушивают, продувая через него воздух- То же делают и с наружной частью пикнометра.

По окончании процедуры взвешивают пикнометр определяя ГА_f . Если полученный результат отличается от ранее определенной массы более чем на 10 мг, чистку и промывку проводят повторно, пока не будет получено удовлетворительное значение веса пикнометра.

6.3.6.    Если разность плотностей, измеренных при помощи пикнометра и плотномера, превышает сумму погрешностей измерений плотное тл плотномером и пикнометром, то плотномер подлежит замене.

Однако допускается производить корректировку показаний поточного плотномера с учетом его показаний в момент времени, когда отбиралась проба в пикнометр, с согласия представителей поставщика и приемщика и с обязательным присутствием государственного поверителя.

6.3.7.    Корректирующие воздействия в показания поточного плотномера вводят путем смещения градуировочной характеристики плотномера (параллельно самой себе) с помощью регулировочных резисторов имеющихся в электронной схеме проверяемого плотномера и предназначенных для выполнения корректировки.

Корректировку показаний плотномера производят в присутствии государственного поверителя. По окончании корректировки регулировочные резисторы пломбируют.

6.3.8.    С учетом определенных коэффициентов сжимаемости при помощи прибора УОСГ-IGC М расчетным путем проверяют правильность работы автоматического устройства для приведения покаяний плот-

13

номера к стандартной температуре (при наличии такого устройства у плотномера). В случае необходимости осуществляют необходимую корректировку.

7. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРОВЕРКИ

О результатах проверки и корректировки показаний поточных плотномеров делается запись з Протоколе проверки (см. Приложение 3), Туда же заносятся данные о лабораторных анализах (на момент проверки) по определению содержания воды в нефти, солей, свободного газа и механических примесей,.

14

шодща опрдаша РАЗНОСТИ Оказаний плотномеров

ПРИ ОТСУТСТВИИ АВТОМАТИЧЕСКОГО УСТРОЙСТВА контроля разности

Вручную определение разности показаний плотномеров производится следующим образом:

1,1» Выходом датчиков двух работающих плотномеров подключают частотомеры*

1,2* Фиксируют в течение 2-х часов через каждые 5 минут значения ВЧС плотномеров и вычисляют разность ВЧС для каждого изменения :

“ ^{эначекйя} ВЧС плотномеров.

1.3.    По истечении двух часов суммируют с учетом знака все разности ВЧС я определяют среднее значение разности ВЧС за два

часа;    ЗД

^лЛ>^яя-£^а/‘    (*>

1.4.    Сравнивают среднее значение разности ВЧС с заданной величиной погрешности плотномера.

Допустимая разность ВЧС не должна превышать погрешности плотномера.

15

Приложение 2 Справок юе

СПИСАНИЕ СХЕМЫ ДЛЯ ПРОВЕРКИ ДОСТОВЕРНОСТИ ПОКАЗАНИЯ ПЛОГНОМЕРОВ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Схема ддт проверки достоверности показаний плотномеров нефти в условиях эксплуатации включает (см, рисунке ): пятислойный пробоотборник 2, смонтированный на трубопроводе I и соединенный последовательно с установленными датчиками 3; 5 плотномеров 4, 6; металлический пикнометр 7; измеритель давления - манометр ОБЧ; измеритель температуры - стеклянный термометр; прибор УОСГ - IC0M для определения сжимаемости и объемного термического расширения жидкости* На входе в блок качества может быть смонтирован паро-сцутник 8 для периодического профилактического нагрева нефти с иелыо предотвращения отложений парафина на поверхности вибрирующей трубки плотномера. Время включения нагрева и его периодичность определяются опытным путем метрологической службой* обслуживающей узел учета нефти. При отсутствии пароспутника допускается освобождение датчика жидкостью, растворяющей парафин. Периодичность промывки определяется исходя из конкретных условий эксплуатации плотномера на узле учета нефти.

Наличие двух (желательно однотипных) плотномеров необходимо для оперативного контроля правильности работы плотномеров. При включении в работу плотномеров добиваются, чтобы разность их БЧС не превышала погрешности плотномера. Выходные частотные сигналы с плотномеров подаются на УК?. При отсутствии УК? разность показаний плотномеров определяется вручную. При обнаружении отклонения показаний вибрационных плотномеров от нормальных производится проверка правильности их работы с помощью металлического пикнометра. Если показания одного из плотномеров отличаются от значения плот*

16

Схема поверив вибрационных поточных плотномеров кефгв в условиях виспяуатагра

I - нефтепровод; g - шпгвсхоЯпй пробоотборниа; 3^5 - датчики вибрационных поточных плотномеров; 4,6 -вторичные приборы плотномеров; 7 - пикнометр металлический напорный; 8 - прибор УОСГ - 100Ы

Рис.

17

ности, определенной с помощью металлических пикнометров, то плотномер подлежит замене и отправке для проведения ремонтных и наладочных работ или осуществляют корректировку показаний плотномера по месту установки.

Примечание: для повышения достоверности измерения плотности металлическим ликнометром допускается применение в схеме поверочной установки двух пикнометров. В этом случав за результат измерения плотности принимается среднее значение плотности, измеренной двумя пикнометрами, На узле учета не обязательно монтировать прибор УОСГ-ЮОМ. Можно иметь лишь оборудование для подключения прибора в случае необходимости, причем в схеме монтажа следует предусмотреть установку воздушного краника для с пуска воздуха, остающегося в пробоотборной камере прибора после его монтажа а опорожнения.

18

Приложение 3 Обязательное

ПРОТОКОЛ ПРОВЕРКИ плотномера в условиях эксплуатации

I. Сведения о поверяемом приборе Наименование    тип

Заводской номер ______ дата    поверки    (аттестации) или последнего ремонта    .

предприятие-изготовитель (фирма) или ремонтное предприятие

Руководящий документ РД 39-0147X03-391-87 "Методические указания, Поточные вибрационные плотномеры. Методика проверок достоверности показаний в условиях эксплуатации".

РАЗРАБОТАН - Всесоюзным научно-исследовательским институтом по сбору» подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (БНИИСПТ-нефть) Миннефтепрома

(разработчики - А.Г.Гумеров, ?.Г.Исхаков, В, Г. Во л один,

В.Л.Беляков, Р.С.Сагдеев, А.А.ватдуллин, А.А.Абдулаев, Н.М«Черкасов);

Управлением автоматизации и средств связи Миннефтепрома (разработчик - В.В.Панарин),,

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

20

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

1.    Операции проверки    5

2.    Средства проверки    §

3.    Условия проверки    6

4.    Требования    безопасности    7

5.    Подготовка    к проверке    $

6.    Проведение    проверки    iQ

7.    Оформление    результатов    проверки    13

Приложения:

1.    Методика определения разности показаний плотномеров при

отсутствии автоматического устройства    контроля    разности    Д4

2.    Описание схемы для проверки достоверности показаний

плотномеров в условиях эксплуатации    Т5

3.    Протокол проверки плотномера в условиях    эксплуатации    18

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методические указания. Поточные вибрационные плотномеры. Методика проверки достоверности показаний в условиях эксплуатации РД 39-0I47I03-39I-87

Вводится впервые

Срок введения установлен с 06.87 г.

Срок действия до 01.89 г.

Настоящая методика распространяется на автоматические поточные вибрационные плотномеры (в дальнейшем плотномеры) с диапазоном измерения плотности 750+1000 кг/м³, имеющие предел абсолютной погрешности измерения от 0,2 до 2,0 кг/м³ и устанавливает методы и средства проверки достоверности показаний плотномеров в условиях эксплуатации.

Методика предусматривает проведение текущего контроля работы плотномера и проверку достоверности показаний плотномера. Текущий ремонт производится при работающих плотномерах путем сравнения усредненных за определенное время значений выходных частоте: сигналов (в дальнейшем ВЧС) двух последовательно соединенных датчиков плотномеров, установленных в одном блоке качества на узле учета нефти. Разность ВЧС работающих плотномеров должна непрерывно во времени фиксироваться и интегрироваться при помощи специального устройства контроля разности (в дальнейшем УКР). По истечении определенного промежутка времени разность усредненных во временя значений ВЧС должна сравниваться в УКР с заданной величиной погрешности плотномера. Эти же операция фиксации усреднения я сравнения разности ВЧС могут осуществляться программным путем с помощью центрального блока обработки и индикации данных узла учета нефти или с помощью ЭВМ.

4

При обнаружении отклонения разности ВЧС от заданной величины производится проверка достоверности показаний плотномеров с помощью металлического напорного пикнометра»

При отсутствии на узле учета возможностей реализовать автоматическое определение разности показаний ее определяют вручную (Приложение I).

На период апробации {до утверждения методики в качестве документа Госстандарта и выполнения основных мероприятий согласно прилагаемому плану) действие методики распространяется на плотномеры, смонтированные на узлах учета нефти * 19, 20 , 423»

5

1.    ОПЕРАЦИИ ПРОВЕРКИ

При проведения проверки плотномеров в условиях эксплуатации должны выполняться следупцие операции:.

I.Z. Внешний осмотр (в. 6.1);

1.2.    Опробование (п. 6.2.);

1.3.    Проведение проверки (п. 6.3.}.

2.    СРЕДСТВА ПРОВЕРКИ

При проведения проверки должны применяться следуящие материалы к средства.

2.1.    Термометры стеклянные группы 4, тип В, * 2 с пределами измерения от О до 55 °С, ценой деления 0,1°С по ГОСТ 2I5-73E.

2.2.    Термостат ТВ-I с погрешностью поддержания температуры +0,02°С в диапазоне от 10 до 30°С по ТО 13491-00.

2.3.    Манометр образцовый МО, класс точности 0,4. Диапазон измерения от 0 до 10 МПа по ГОСТ 6521-72.

2.4.    Пробоотборник стационарный согласно ГОСТ 2517-80.

2.5.    Цилиндр 1-1000 по ГОСТ I848I-8IE.

2.6.    Аттестационный металлический пикнометр вместимостью 4504500 см³ с пределом допускаемой погрешности определения плотности не более 0,240,25 кг/м³.

2.7.    Аттестованный прибор типа У0СГ-100М для измерения коэффициентов объемного сжатия (сжимаемости) и термического расширения с погрешностью измерения коэффициентов сжатия (сжимаемости) и расширения в диапазонах (0,545,5) х 10~^Эдщ и (2412) х I0*⁴ 1/град соответственно по ТУ 39-900-84.

2.8.    Образцовые весы I-го разряда типа ВЛ01-1-5 кг

(ТУ 25-06-326-68) с погрешностью взвешивания 410 мг в диапазоне от 0 до 5 кг или образцовые весы других типов с аналогичными мет-

6

ролсгнчеекими характеристиками. При использований металлических напорных пикнометров, имеющих вес меньше 5 кг, допускается применение образцовых весов с меньшим пределом взвешивания, но с аналогичными (или лучшими) метрологическими характеристиками. Поверка весов должна быть выполнена согласно ГОСТ 8-520-84.

2.9. Полиэтиленовая пленка по ГОСТ 10354-82.

2ЛО. Приспособление для переноски металлического пикнометра. 2Л1. Вольтметр цифровой Щ1413 (диапазон измерений 0-I00CB, погрешность измерения 0,05) по ГОСТ 14014-82.

2.12. Частотомер типа 43-33 (диапазон измеряемых частот 0-2000 кГц, погрешность измерения +0,01 Гц с выходом на регистрирующее устройство) по ГОСТ 7590-78.

2ЛЗ. Промывочные жидкости: дистиллированная вода, ГОСТ 6709-72; бензин авиационный марки Б-70 по ГОСТ 1012-72; спирт этиловый технический по ГОСТ 17299-78; топливо дизельное марки Л по ГОСТ 305-73,

Схема подключения средств измерений для проверки достоверности показаний поточных вибрационных плотномеров нефти в условиях эксплуатации приведена з приложении

3. УСЛОВИЯ ПРОВЕРКИ

3.1. Рабочая среда, для измерения плотности которой установлен поверяемый плотномер, должна иметь следующие параметры: температура, °С    2+65

3+I20XI0"⁶

70+2C0XI0^-6

содержание воды, объемных долей содержание солей, мг/л

7

содержание механических примесей, массовых долей до 0,05 содержание сернистых соединений, массовых долей до 3,5 содержание парафина, %    до    7,0

максимальное давление насыщенных паров при 50 °С, мм. рт. столба    не    более    500

3 2. Поточные вибрационные плотномеры должны быть поверены и иметь свидетельство о проверке.

3 3. Проверку плотномеров необходимо проводить в рабочем диапазоне плотности, температура, давления и вязкости, указанных в свидетельстве о проверке. При этом значения перечисленных параметров должны соответствовать условиям эксплуатации плотномеров.

3.4.    Заполнение металлического пикнометра производится при давлении и температуре жидкости в трубопроводе.

3.5.    Взвешивание пикнометра должно производиться в помещении, соответствующем требованиям ГОСТ 24IQ4-80E,

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

4Л. Помещения, в которых проводят работы с металлическими напорными пикнометрами следует относить по пожарной опасности к категории А, по степени опасности поражения людей электрическим током - к классу помещений с повышенной опасностью, по характеру окружающей среды - к норманьнъм, по правилам устройства электроустановок - к классу В - 16.

4.2.    В помещениях для работы с пикнометрами следует выполнять основные требования, предусмотренные типовыми правилами пожарной безопасности для промышленных предприятий, утвержденными Главным управлением пожарной охрани МВД СССР.

4.3.    Помещения, в которых проводят работы с жидкостями, должны быть оснащены установками пожарной снгнелизаиии и обеспечены противопожарной техникой в соответствии с требованиями

8

ГОСТ 12.    309/83, а также оборудованы устройствами приточной и вы

тяжной вентиляции и вытяжными шкафами. Вентиляция в помещении должна обеспечивать предельно допустимую концентрацию используемых при поверке веществ*

4.4.    При работе с промывочными жидкостями следует соблюдать санитарные правила и инструкции, утвержденные Министреством здравоохранения СССР и ВЦСПС, и применять индивидуальные средства защиты по типовым отраслевым нормам, утвержденным в установленном порядке.

4.5.    Легковоспламеняющиеся и промывочные жидкости должны храниться в стеклянных банках типа Б-1 или склянках типа С-1 с притертыми пробками вместимостью 5 л (группа фасовки I) по

ГОСТ 3885-73, размещаемых в металлических ящикох, выложенных изнутри негорючими материалами.

4.6.    Должны соблюдаться требования безопасности, применяемые на данном технологическом объекте (установке подготовки нефти,

НДС и т.п.).

4.7.    Нельзя хранить металлические пикнометры в заполненном состоянии во избежание их разрыва в результате расширения жидкости. При работе с металлическим пикнометром необходимо следить, чтобы отрывной диск не был направлен в сторону людей.

5. ПОДГОТОВКА К ПРОВЕРКЕ

Перед проведением проверки выполняют следующие подготовительные операции:

5.1.    Перед установкой вибрационных плотномеров на объекте промывают внутренние полости измерительных цилиндров промывочной жидкостью и осушают воздухом.

5.2.    Монтируют приборы согласно схеме, приведенной на риоунке.

9

5.3* Открывают необходимые задвижки, включают насос, обеспечивал отбор жидкости, прохождение ее чер?э плотномеры и возврат жидкости в технологический трубопровод.

5.4. Подготавливают металлические пикнометры.

5.4.1. Промывают пикнометр бензином, спиртом и осушают воз

духом.

5*4.2. Взвешивают пикнометр, заполнений воздухом,при окружающей температуре и давлении, определяяГПо (М.

5.4.3. Вычисляют массу (Л* пикнометра без воздуха по выражению

т<=гтъ-Л»эУ ;    U)

где    “ плотность воздуха при нормальных условиях ^_оЪЭ, *

1,2255ЛО"³ г/см³};

У - вместимость пикнометра (см³).

5.4ЛЗаполняют пикнометр деаэрированной дистиллированной лрокипяченой водой при температуре 20^сС и давлении О Л МПа. Взвешивают пикнометр, определяя яь (О *

5.4.5.    Вычтя из полученной по в. 5 4.4. массы ГП$ пикнометра с водой массу ГП* пикнометра без воздуха и разделив полученное значение массы на плотность воды при нормальных уело витое (температура 20°С и давление 0,1 МПа) получим вместимость пикнометра у .

Результаты вычислений, выполненные в соответствии с пп.5.4-2 -5.4.5. фиксируют в протоколе проверки (приложение 3;.

5.4.6.    Включают термостат и с помощью температурного задатчика устанавливают в нем температуру 20°С.

5.5. Подготавливают к работе УССГ-100 м.

5.5Л. Заполняют пробоотборную камеру водой и проверяют ее

на -Лерметчнесть, с этой целью, воздействуя плунжером на объем

жидкости g камере, создают в ней давление до 1,0 МПа и если пт~

1

Прибор принадлежит

установлен на узле учета нефти ___ _

метры проходящей нефти изменяются следующим образом:

плотность от

до    С,    давление    от

прохождения жидкости от до    содержание    вода    до

свободного газа до    %.

2

Оборудование и средства, применяемую при проверке.

Место проверки _    Время    проведения    проверки

_ .    Проверка    производилась    на установке, соб

ранной согласно РД 39...

3

Результаты проверки.

Показания первого плотномера    кг/м³.    показания    второго плотномера_кг/м³,    "водное    число    пикнометра... * см³;

плотность, определенная с помощью металлического пикнометра напорного    кг/м³.    содержание    в    нефти    в    момент поверки

%₉ мехпримесей    %_f    солей    %_ч    свободного газа