|
Стр. 2
поверке, устанавливают в СОИ вручную или автоматически.
5.1.7.5. В зависимости от способа реализации в СОИ
градуировочной характеристики ПР его коэффициент(ы)
преобразования(й) представляют в виде:
- постоянного значения во всем рабочем диапазоне расходов (К ,
д
имп./куб. м);
- постоянных значений коэффициента преобразования в
поддиапазонах расходов (К , имп./куб. м);
дд
- вычисляемых значений коэффициента преобразования в точках
поддиапазона расходов или отношения значения расхода (частоты ПР)
к вязкости (К , имп./куб. м).
вычj
5.1.8. Контроль метрологических характеристик ПР.
5.1.8.1. В межповерочном интервале проводят КМХ рабочих ПР
согласно графикам. Порядок разработки, утверждения и согласования
графика регламентируется в "Инструкции по эксплуатации СИКН".
Графики проведения КМХ разрабатывают с учетом межконтрольного
интервала ПР, установленного в соответствии с 5.1.9.
По требованию одной из сторон (сдающей или принимающей)
проводят внеочередной КМХ.
При КМХ определяют вязкость нефти поточным вискозиметром, при
его отсутствии - в испытательной лаборатории при температуре нефти
в ПР (с отклонением +/- 3,0 -С), имеющей место при КМХ. Значение
вязкости, измеренное поточным вискозиметром или в испытательной
лаборатории, вносят в протокол КМХ.
5.1.8.2. КМХ ПР, находящихся в резерве на момент проведения КМХ
остальных ПР, допускается не проводить. КМХ ПР, находящихся в
резерве более одного межконтрольного интервала, должен проводиться
в течение смены после ввода его в рабочий режим в текущей точке
расхода согласно 5.1.8.5, "а".
5.1.8.3. Результаты КМХ рекомендуется оформлять протоколом,
автоматически формирующимся в АРМ-оператора (Приложения 5, 6
настоящих Рекомендаций). При отказе АРМ-оператора протоколы
оформляют вручную. Протоколы подписывают представители сторон,
принимающей и сдающей нефть, и организации, проводящее техническое
обслуживание СИКН.
5.1.8.4. При КМХ ПР рекомендуется определять фактическое(ие)
значение(я) коэффициента(ов) преобразования(й) на месте
эксплуатации в рабочем диапазоне расходов (К , К или К ) и
д дд j
относительного(ых) отклонения(й) его (их) значения(й) от
значения(й) коэффициента(ов) преобразования(й), установленного(ых)
во вторичной аппаратуре ПР или СОИ или вычисляемого(ых) СОИ.
5.1.8.5. КМХ ПР рекомендуется проводить по ПУ, контрольному или
эталонному ПР в следующем порядке:
а) При любом виде реализации в СОИ градуировочной
характеристики ПР КМХ в текущей (рабочей) точке расхода (или f /
ню), имеющего место на момент проведения КМХ. Технологическое
подключение контролируемого ПР к ПУ, контрольному или эталонному
ПР без вывода контролируемого ПР из режима измерения и изменения
значения текущего расхода через него.
Далее, в зависимости от вида реализации в СОИ градуировочной
характеристики ПР, проводят операции в порядке, рекомендуемом
ниже.
б) Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ
(ВА) в виде постоянного значения коэффициента преобразования в
рабочем диапазоне расходов (К ), то КМХ ПР проводят при
д
минимальном и максимальном значениях расходов рабочего диапазона,
указанных в свидетельстве о поверке ПР.
в) Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ
(ВА) в виде постоянных значений коэффициентов преобразований в
поддиапазонах расходов (К ), то КМХ ПР проводят в каждом
дд
поддиапазоне расходов в средней точке, кроме поддиапазона согласно
"а" настоящего пункта.
г) Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ
(ВА) в виде ломаной линии, соединяющей значения коэффициентов
преобразования в различных точках диапазона расходов (К ), и СОИ
j
(ВА) имеет функцию коррекции коэффициента в зависимости от
расхода, КМХ проводят в каждом отрезке ломаной линии (поддиапазоне
расходов) в средней точке, кроме поддиапазона согласно "а"
настоящего пункта.
д) Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ в
виде полинома второго порядка зависимости К = F(f / ню) и
градуировочная характеристика разбита на поддиапазоны, КМХ
проводят в каждом поддиапазоне значений f / ню в одной точке,
кроме поддиапазона согласно "а" настоящего пункта.
е) Если СОИ автоматически устанавливает коэффициент
преобразования ПР, определенный при КМХ, после подтверждения
персоналом необходимости установки нового коэффициента, то КМХ
проводят только согласно "а" настоящего пункта.
5.1.8.6. Если ПР эксплуатируется при стабильном значении
расхода (с отклонением не более +/- 10,0%) в течение двух
межконтрольных интервалов подряд (до и после проведения текущего
КМХ), по обоюдному согласию сдающей и принимающей сторон, что
регламентируют в "Инструкции по эксплуатации СИКН", КМХ
допускается проводить только согласно 5.1.8.5, "а".
5.1.8.7. В случае несоблюдения условия 5.1.8.6 или эксплуатации
ПР в различных поддиапазонах расходов в течение двух
межконтрольных интервалов подряд (до и после проведения текущего
КМХ) КМХ проводят согласно 5.1.8.5, "а", "б", "в", "г", "д".
Примечание. КМХ ПР согласно 5.1.8.5, "в", "г", "д", допускается
проводить только в тех поддиапазонах расходов, в которых
эксплуатируется ПР в течение двух межконтрольных интервалов подряд
(до и после текущего КМХ).
5.1.8.8. Определение коэффициента преобразования ПР в каждой
контролируемой точке расхода проводят в соответствии с
требованиями методики поверки ПР. В каждой точке расхода проводят
не менее 3-х измерений. Значение коэффициента преобразования
вычисляют до пяти значащих цифр.
5.1.8.9. С целью уменьшения интенсивности эксплуатации ПУ
допускается проводить КМХ рабочих ПР по контрольному,
предварительно определив отклонение его коэффициентов
преобразования в каждой точке расхода (К ) от значений, полученных
j
при поверке. При этом должны соблюдаться условия:
- среднеквадратичное отклонение результатов 5-ти
последовательных измерений должно быть не более 0,02%;
- отклонение значений К , полученных при КМХ, от значений,
j
установленных в свидетельстве о поверке, не должно превышать +/-
0,1%.
В случае невыполнения перечисленных условий КМХ ПР по
контрольному ПР не проводят.
5.1.8.10. Для СИКН с количеством измерительных линий 3 и более
КМХ рабочих ПР проводят только по ПУ или эталонному ПР.
5.1.8.11. Порядок и методику КМХ рабочих ПР по контрольному ПР
в случае отсутствия (отказа) на СИКН ПУ (или ЭПР) или по другим
причинам, не позволяющим выполнение операций 5.1.8.9,
регламентируют в "Инструкции по эксплуатации СИКН".
5.1.8.12. Относительное(ые) отклонение(я) коэффициента(ов)
преобразования(й) ПР, полученного(ых) при КМХ, от
установленного(ых) или вычисляемых в СОИ значений коэффициентов
вычисляют по формулам:
а) Для случая 5.1.8.5, "а":
К - К
тек уст
дельта = ----------- x 100%, (2)
тчк К
уст
где:
дельта - значение относительного отклонения, полученное при
тчк
проведении КМХ в текущей (рабочей) точке расхода, %;
К - значение коэффициента преобразования, полученное при
тек
проведении КМХ в текущей (рабочей) точке расхода, имп./куб. м;
К - значение коэффициента преобразования, установленное в
уст
СОИ (или ВА) согласно свидетельству о поверке ПР или вычисляемое
СОИ, имп./куб. м.
В зависимости от вида реализации в СОИ (или в ВА)
градуировочной характеристики ПР в формуле (2) значение К
уст
принимают равным:
- К , если градуировочная характеристика ПР в СОИ (или в ВА)
Д
реализована согласно 5.1.8.5, "б";
- К , если градуировочная характеристика ПР в СОИ (или в ВА)
jДД
реализована согласно 5.1.8.5, "в", где j - поддиапазон расходов,
в котором находится текущая (рабочая) точка расхода при КМХ;
- К (значение коэффициента преобразования ПР, вычисленное
вычj
СОИ), если градуировочная характеристика ПР в СОИ реализована
согласно 5.1.8.5, "г" и "д".
б) Для случая 5.1.8.5, "б":
К - К
(мин,макс) Д
дельта = ---------------- x 100%, (3)
Д К
Д
где:
дельта - значения относительных отклонений, полученные при
Д
КМХ на минимальном и максимальном значениях расхода рабочего
диапазона соответственно, %;
К - значения коэффициентов преобразования ПР,
(мин,макс)
полученные при КМХ на минимальном и максимальном значениях расхода
рабочего диапазона соответственно, имп./куб. м;
К - постоянное значение коэффициента преобразования,
Д
установленное в СОИ (или ВА) согласно свидетельству о проверке ПР,
имп./куб. м.
Примечание. По формуле (3) дельта вычисляют для значений
Д
К и К соответственно.
мин макс
в) Для случая 5.1.8.5, "в":
К - К
k kДД
дельта = --------- x 100%, (4)
kДД К
kДД
где:
дельта - значение относительного отклонения, полученное при
kДД
при КМХ в контролируемой точке k-го поддиапазона расходов, %;
К - значение коэффициента преобразования ПР, определенное при
k
КМХ в контролируемой точке k-го поддиапазона расходов, имп./куб.
м;
К - постоянное значение коэффициента преобразования k-го
kДД
поддиапазона расходов, установленное в СОИ (или ВА) согласно
свидетельству о поверке ПР, имп./куб. м.
г) Для случая 5.1.8.5, "г":
выч
К - К
kотр kотр
дельта = ------------- x 100%, (5)
kотр выч
К
kотр
где:
дельта - значение относительного отклонения, полученное
kотр
при КМХ в контролируемой точке k-го отрезка ломаной линии (k-го
поддиапазона расходов), %;
К - значение коэффициента преобразования, определенное при
kотр
КМХ в контролируемой точке k-го отрезка ломаной линии (k-го
поддиапазона расходов), имп./куб. м;
выч
К - значение коэффициента преобразования в k-м отрезке
kотр
ломаной линии (k-м поддиапазоне расходов), вычисленное СОИ для
контролируемой точки расхода, имп./куб. м.
д) Для случая 5.1.8.5, "д":
выч
К - К
k kпол
дельта = ---------- x 100%, (6)
kпол выч
К
kпол
где:
дельта - значение относительного отклонения, полученное
kпол
при КМХ в контролируемой точке k-го участка полинома (k-го
поддиапазона расходов), %;
К - значение коэффициента преобразования, определенное при
k
КМХ в контролируемой точке k-го участка полинома (k-го
поддиапазона расходов), имп./куб. м;
выч
К - значение коэффициента преобразования в k-м участке
kпол
полинома (k-м поддиапазоне расходов), вычисленное СОИ для
контролируемой точки расхода, имп./куб. м.
е) Для случая 5.1.8.5, "е":
К - К
j вычj
дельта = ---------- x 100%, (7)
j К
вычj
где:
дельта - значение относительного отклонения, полученное при
j
КМХ в j-й точке расхода, %;
К - коэффициент преобразования в j-й точке расхода,
j
определенный при КМХ, имп./куб. м;
К - коэффициент преобразования, вычисленный СОИ для j-й
вычj
точки расхода, имп./куб. м.
5.1.8.13. В формулах с (2) по (7) значения коэффициентов
преобразований, определяемых при КМХ, принимают равными
среднеарифметическим значениям коэффициентов преобразований n-го
количества измерений в каждой точке (j-й) расхода (К ),
срj
вычисляемых по формуле:
n
j
SUM К
i=1 ij
К = -------, (8)
срj n
j
где:
К - значение коэффициента преобразования ПР при КМХ,
ij
определенное при i-м измерении в каждой точке (j-й) расхода,
имп./куб. м;
n - количество измерений в каждой точке (j-й) расхода.
5.1.8.14. Абсолютные значения относительных отклонений
коэффициентов преобразований, определенные по формулам (2), (3),
(4), (5), (6) и (7), не должны превышать 0,15%.
5.1.8.15. Если отклонение коэффициента преобразования превышает
допустимый предел, при участии всех заинтересованных сторон
выясняют причину, принимают меры по их устранению (исключая
демонтаж и разборку ПР, могущую повлечь за собой изменение
коэффициента преобразования ПР) и проводят повторный КМХ.
5.1.8.16. При получении отрицательных результатов повторного
контроля ПР демонтируют, проводят ревизию (при необходимости
ремонт) и внеочередную поверку. Порядок выявления причин
отрицательных результатов КМХ излагают в "Инструкции по
эксплуатации СИКН".
5.1.8.17. В случае положительных результатов контроля ПР
выводят из работы и включают в работу не менее чем через час.
После включения в работу начинают отсчет следующего
межконтрольного интервала.
Примечание. Условие согласно 5.1.8.17 - только для СИКН,
эксплуатирующихся в непрерывном режиме.
5.1.9. Установление межконтрольного интервала ПР.
5.1.9.1. Для вновь построенной СИКН и после реконструкции СИКН
с заменой ПР до ввода СИКН в промышленную эксплуатацию (в период
опытно-промышленной эксплуатации) определяют межконтрольный
интервал проведения КМХ ПР.
Межконтрольный интервал определяют также после текущего и
капитального ремонта ПР.
5.1.9.2. Установление межконтрольного интервала рекомендуется
выполнять организации, проводящей техническое обслуживание СИКН,
совместно с представителями сдающей и принимающей сторон.
5.1.9.3. Согласно методике поверки ПР и с учетом реализации в
СОИ (или в ВА) градуировочной характеристики ПР определяют его
коэффициент(ы) преобразования(й), устанавливают его (их) в СОИ
(или в ВА) и включают ПР в режим непрерывной работы.
5.1.9.4. При непрерывной работе ПР в течение 30-ти суток (не
менее) с интервалом 5 суток рекомендуется проводить определение
его коэффициента преобразования, вычислять относительное
отклонение полученного коэффициента преобразования от значения,
установленного в СОИ (или в ВА), согласно 5.1.9.3.
Примечания. 1. Подключение ПР к ПУ или к ЭПР производят без
изменения значения расхода нефти через ПР.
2. Определение коэффициента преобразования ПР проводят в одной
точке (при текущем расходе) с использованием ПУ или ЭПР.
5.1.9.5. Относительное отклонение коэффициента преобразования
вычисляют для точки текущего расхода согласно 5.1.8.12 в
зависимости от вида реализации в СОИ (ВА) градуировочной
характеристики ПР.
5.1.9.6. При выявлении превышения отклонения коэффициента
преобразования ПР от значения, установленного 5.1.8.14, в течение
интервала времени менее 30-ти суток дальнейшие испытания
рекомендуется прекратить и для ПР установить межконтрольный
интервал.
Пример. Если через 15 суток отклонение значения коэффициента
преобразования не превысило допускаемые пределы, а в 20-е сутки
превысило, межконтрольный интервал устанавливают 15 суток.
5.1.9.7. В случае отсутствия превышения отклонения коэффициента
преобразования ПР значения, установленного в 5.1.8.14, в течение
30 суток и более дальнейшие испытания рекомендуется также
прекратить, межконтрольный интервал установить 30 суток.
5.1.9.8. Межконтрольный интервал (интервал стабильной работы) в
зависимости от интенсивности эксплуатации ПР рекомендуется
установить либо в часах наработки, либо в календарном времени
(сутки).
5.1.9.9. Установление межконтрольного интервала представители
сторон согласно 5.1.9.2 оформляют трехсторонним актом, величину
межконтрольного интервала вносят в формуляр СИКН.
5.1.9.10. Допускается установление межконтрольного интервала
проводить по другим методикам, утвержденным сдающей и принимающей
нефть сторонами и согласованным региональными органами Агентства
технического регулирования и метрологии.
5.1.9.11. При эксплуатации ПР в течение одного календарного
года и более без текущего или капитального ремонта и при изменении
физико-химических параметров нефти по согласию сдающей и
принимающей сторон допускается устанавливать новый межконтрольный
интервал после повторного выполнения операций, изложенных в
5.1.9.3 - 5.1.9.9.
5.1.10. Основные требования к поверке и градуировке поточных
ПП.
5.1.10.1. Поверку поточных ПП проводят по измерительному
комплекту металлических напорных пикнометров или по эталонному
плотномеру.
5.1.10.2. Поверку поточных ПП рекомендуется проводить одним из
нижеследующих методов:
а) без демонтажа на месте их эксплуатации в рабочих условиях;
б) с демонтажем на поверочной установке с использованием
рабочей жидкости (нефти) и созданием рабочих условий, идентичных
условиям эксплуатации поточных ПП в БИК;
в) с демонтажем на поверочном стенде.
5.1.10.3. Поверочный стенд - стенд, позволяющий проводить
поверки ПП на жидкостях с разными значениями плотности и при
разных значениях давления, оснащенный эталонным плотномером или
измерительным комплектом металлических напорных пикнометров.
5.1.10.4. Основной метод поверки поточных ПП - на месте
эксплуатации в рабочих условиях.
5.1.10.5. Поверку ПП проводят по методикам поверки,
утвержденным и зарегистрированным в установленном порядке.
5.1.10.6. После поверки (очередной или внеочередной) на
поверочном стенде или на поверочной установке перед установкой ПП
на место эксплуатации проводят контроль его работоспособности по
воздушной точке в присутствии представителей сдающей и принимающей
сторон.
Для этого в БИК или другом приспособленном помещении подают на
ПП питание, подключают его к измерительной линии плотности и
проводят отсчет выходного сигнала. Температура окружающего воздуха
в БИК или в помещении должна быть (20 +/- 5) -С.
5.1.10.7. При контроле согласно 5.1.10.6 период колебаний
выходного сигнала ПП должен соответствовать значению, указанному в
сертификате фирмы-изготовителя, с отклонением не более:
+/- 0,2 мкс для ПП "Solartron" NT 1762;
+/- 0,06 мкс для ПП "Solartron" 7830, 7835; "Sorasota" FD 950,
960.
5.1.10.8. Градуировку ПП рекомендуется проводить в случаях,
если:
а) отклонение периода колебаний выходного сигнала превышает
пределы, указанные в 5.1.10.7;
б) при поверке пределы допускаемой погрешности ПП превышают
установленные значения.
5.1.10.9. Градуировку поточных ПП проводят на поверочном
стенде, поверочной установке или на рабочем месте по действующим
методикам с последующей поверкой в установленном порядке.
5.1.11. Контроль метрологических характеристик поточных ПП.
5.1.11.1. Контроль МХ поточных ПП рекомендуется проводить не
реже одного раза в 10 дней одним из способов, изложенных ниже.
Результаты контроля метрологических характеристик оформляют
протоколом контроля МХ ПП, который формируется в АРМ-оператора
(Приложения 7, 8, 9, 10, 11 настоящих Рекомендаций).
При отсутствии или отказе АРМ-оператора протокол следует
оформлять вручную.
5.1.11.2. При контроле сравнивают результаты измерений ПП с
результатами измерений плотности эталонным плотномером или
переносной пикнометрической установкой в рабочих условиях (при
рабочих значениях плотности, температуры и давления нефти),
которые подключают последовательно к контролируемому ПП.
5.1.11.3. При отсутствии эталонного плотномера и переносной
пикнометрической установки допускается контроль МХ рабочего ПП
проводить по резервному ПП (при его наличии в БИК) при условии,
если резервный ПП после последнего контроля его МХ не
эксплуатировался в режиме рабочего и имел положительные результаты
контроля МХ.
При этом оба ПП подключаются последовательно друг с другом.
5.1.11.4. При контроле МХ ПП с использованием эталонного
плотномера или резервного ПП проводят не менее трех
последовательных измерений. Для каждого измерения должно
выполняться условие:
|ро - ро | <= ДЕЛЬТА + ДЕЛЬТА , (9)
плi 0i пл 0
где:
ро - плотность нефти, измеренная рабочим ПП при i-м
плi
измерении, кг/куб. м;
ро - плотность нефти, измеренная эталонным плотномером или
0i
резервным ПП при i-м измерении, кг/куб. м;
ДЕЛЬТА - предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего
пл
ПП, кг/куб. м;
ДЕЛЬТА - предел допускаемой абсолютной погрешности эталонного
0
плотномера или резервного ПП согласно свидетельству о поверке,
кг/куб. м.
5.1.11.5. При несоблюдении условия (9) для одного из измерений
результат этого измерения из обработки исключают и проводят еще
одно дополнительное измерение.
5.1.11.6. В случае несоблюдения условия (9) для двух измерений
и более и в случае повторного невыполнения условия (9) после
выполнения дополнительного измерения согласно 5.1.11.5 выполняют
операции согласно 5.1.11.13.
5.1.11.7. При контроле МХ с использованием переносной
пикнометрической установки проводят одно измерение.
Должно выполняться условие:
|ро - ро | <= ДЕЛЬТА - ДЕЛЬТА , (10)
пл ппр пл ппр
где:
ро - плотность нефти, измеренная рабочим ПП, кг/куб. м;
пл
ро - плотность нефти, измеренная переносной
ппр
пикнометрической установкой, кг/куб. м;
ДЕЛЬТА - предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего
пл
ПП, кг/куб. м;
ДЕЛЬТА - предел допускаемой абсолютной погрешности
ппр
переносной пикнометрической установки согласно свидетельству о
поверке, кг/куб. м.
5.1.11.8. При отсутствии возможности проведения контроля МХ ПП
способами, изложенными в 5.1.11.2 и 5.1.11.3, контроль МХ ПП
проводят сличением результата его измерений (ро , кг/куб. м) с
пл
результатом измерения плотности нефти ареометром или лабораторным
плотномером и вычисляют разность плотностей ДЕЛЬТА , кг/куб. м,
ркi
по формуле:
ДЕЛЬТА = ро - ро , (11)
ркi плi лпрi
где ро - значение плотности, измеренное ареометром или
лпрi
лабораторным плотномером i-й точечной пробы нефти, отобранной в
момент измерения ро , с учетом систематической погрешности
плi
метода (из свидетельства о метрологической аттестации МВИ
плотности) и приведенное к условиям в БИК согласно МИ 2153
(кг/куб. м).
5.1.11.9. Рекомендуется проводить не менее трех
последовательных измерений. Для каждого измерения должно
выполняться условие:
|ДЕЛЬТА | <= ДЕЛЬТА + ДЕЛЬТА , (12)
ркi пл мет
где ДЕЛЬТА - погрешность метода измерений плотности нефти
мет
ареометром или лабораторным плотномером из свидетельства о
метрологической аттестации МВИ плотности согласно МИ 2153,
кг/куб. м.
5.1.11.10. При несоблюдении условия (12) для одного из
измерений результат этого измерения из обработки исключают и
проводят еще одно дополнительное измерение.
5.1.11.11. В случае несоблюдения условия (12) для двух
измерений и более и в случае повторного невыполнения условия (12)
после выполнения дополнительного измерения согласно 5.1.11.10
выполняют операции согласно 5.1.11.13.
5.1.11.12. При несоблюдении условий (9), (10), (12) выясняют
причины: ошибки оператора, несоблюдение условий контроля,
неучтенные факторы и т.д.
5.1.11.13. Если причины, влияющие на результаты контроля МХ, не
установлены, внутреннюю полость измерительной трубки
контролируемого ПП промывают, очищают от отложений и мехпримесей.
Промывку и очистку от отложений рекомендуется производить без
демонтажа ПП. После чего проводят повторный контроль его МХ
согласно 5.1.11.3 и 5.1.11.4, или 5.1.11.7, или 5.1.11.8 и
5.1.11.9.
5.1.11.14. При повторном невыполнении условий (9), (10), (12)
проводят внеочередную проверку поточного ПП.
5.1.11.15. Для анализа технической надежности и стабильности МХ
ПП, для реализации диагностики метрологических отказов результаты
КМХ рекомендуется заносить и сохранять в АРМ-оператора и
индицировать на экране монитора в виде графиков (трендов).
5.1.12. Определение массы нефти при отказах и отклонениях
поточных ПП.
5.1.12.1. Порядок перехода на определение плотности нефти в
испытательной лаборатории определяют в "Инструкции по эксплуатации
СИКН".
Порядок вычисления массы нефти на период отказа или отключения
ПП регламентируют в МВИ массы нефти или в другом документе,
прилагаемом к договору на поставку нефти.
5.1.12.2. При отказе рабочего ПП и при отсутствии резервного
(или при отказе обоих ПП) массу нефти за смену (М , т)
см
вычисляют по формуле:
-3
М = V x ро x 10 , (13)
см см расч
где:
V - объем нефти, измеренный СИКН за смену в рабочих
см
условиях, или этот же объем, приведенный к стандартным условиям
согласно ГОСТ Р 8.595, куб. м;
ро - расчетное значение плотности нефти, которое применяют
расч
для вычисления массы нефти за смену, кг/куб. м.
5.1.12.3. Расчетное значение плотности нефти (ро )
расч
определяют:
а) При отборе среднесменной пробы нефти автоматическим
пробоотборником.
Измеряют плотность нефти среднесменной пробы ареометром или
лабораторным плотномером, на результат измерения вводят поправку
согласно свидетельству о метрологической аттестации
соответствующей МВИ плотности, полученное значение плотности
приводят или к условиям измерения объема нефти за смену согласно
МИ 2153, или к стандартным условиям согласно требованиям ГОСТ Р
8.595.
б) При отказе или отсутствии автоматического(их)
пробоотборника(ов).
б1) Каждые два часа производят отбор точечной пробы нефти.
Измеряют плотность нефти точечной пробы ареометром или
лабораторным плотномером, на результат измерения вводят поправку
согласно свидетельству о метрологической аттестации
соответствующей МВИ плотности, полученное значение плотности
приводят или к условиям измерения объема нефти за смену согласно
МИ 2153, или к стандартным условиям согласно ГОСТ 8.595. После
этого:
б2) При равномерном режиме перекачки (откачки) нефти в течение
смены расчетное значение плотности нефти (ро , кг/куб. м)
расч
вычисляют по формуле:
n
SUM ро
i=1 i
ро = -------, (14)
расч n
где:
ро - значение плотности i-й точечной пробы в течение смены
i
согласно 5.1.12.3, "б1", кг/куб. м;
n - количество точечных проб нефти в течение смены.
б3) При неравномерном режиме перекачки (откачки) нефти в
течение смены расчетное значение плотности нефти (ро , кг/куб.
расч
м) вычисляют по формуле:
n
SUM ДЕЛЬТА V x ро
i=1 i i
ро = -------------------, (15)
расч n
SUM ДЕЛЬТА V
i=1 i
где:
ДЕЛЬТА V - приращение объема перекачанной (откачанной) нефти
i
за период между двумя последовательными отборами точечных проб,
куб. м;
ро - значение плотности i-й пробы в течение смены согласно
i
5.1.12.3, "б1", кг/куб. м.
Примечание. Режим перекачки (откачки) в течение смены считают
неравномерным, если объемы перекачки или откачки (куб. м) за два
последовательных периода отличаются на 10% и более (период - 2
часа).
5.1.12.4. Массу нефти, перекачанной (откачанной) в течение
суток (М , т), вычисляют как сумму масс нефти, вычисленных за
сут.
каждую смену, по формуле:
n
М = SUM M , (16)
сут. i=1 см
где n - количество смен в течение суток.
5.1.12.5. Вычисление массы нефти за смену и за сутки при отказе
обоих ПП допускается производить в СОИ или АРМ-оператора вводом с
клавиатуры расчетных значений плотности нефти при наличии в СОИ
или АРМ-оператора соответствующих алгоритмов вычислений.
5.1.12.6. Эксплуатацию СИКН без поточного(ых) ПП допускают в
течение 2-х месяцев (не более). В течение указанного периода
владелец СИКН принимает меры по восстановлению вышедшего(их) из
строя поточного(ых) ПП или замене его (их) исправным(и).
5.2. Измерение массы нефти прямым методом динамических
измерений
5.2.1. Рекомендуемый состав СИКН для измерения массы нефти
прямым методом динамических измерений приведен в таблице 2.
Таблица 2
-----------------------------T----------------T------------------¬
¦Наименование СИ и оборудова-¦ Пределы ¦ Примечание ¦
¦ния, входящих в состав СИКН ¦ допускаемой ¦ ¦
¦ ¦ погрешности СИ ¦ ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦ 1. Основные СИ и оборудование, устанавливаемые на ¦
¦ технологической части СИКН ¦
+----------------------------------------------------------------+
¦1.1. Измерительные линии ¦
+----------------------------T----------------T------------------+
¦1.1.1. Массомер основной и ¦+/- 0,25% <1> ¦ ¦
¦резервный ¦ ¦ ¦
¦1.1.2. Массомер контрольный ¦+/- 0,20% <2> ¦При наличии по ¦
¦ ¦ ¦проекту ¦
¦1.1.3. Преобразователи пере-¦+/- 2,5% <3> ¦Для контроля за- ¦
¦пада давления (дифманометры)¦ ¦грязненности филь-¦
¦и манометры на фильтрах ¦ ¦тров ¦
¦1.1.4. Преобразователи дав- ¦+/- 0,5% <3> ¦На каждой измери- ¦
¦ления ¦ ¦тельной линии ¦
¦1.1.5. Манометры ¦+/- 0,6% <3> ¦На каждой измери- ¦
¦ ¦ ¦тельной линии ¦
¦1.1.6. Преобразователь тем- ¦+/- 0,2 -С <4> ¦ ¦
¦пературы в комплекте с тер- ¦ ¦ ¦
¦мосопротивлением (сенсором),¦ ¦ ¦
¦кл. А ¦ ¦ ¦
¦1.1.7. Термометр стеклянный ¦+/- 0,2 -С <4> ¦Цена деления тер- ¦
¦ ¦ ¦мометра 0,1 -С ¦
¦1.1.8. Фильтр ¦ ¦При наличии в со- ¦
¦ ¦ ¦ставе СИКН отдель-¦
¦ ¦ ¦ного блока филь- ¦
¦ ¦ ¦тров фильтр на ИЛ ¦
¦ ¦ ¦не устанавливают ¦
¦1.1.9. Задвижки или шаровые ¦ ¦(*) - только та ¦
¦краны (запорная арматура) ¦ ¦запорная арматура,¦
¦электроприводные, в том чис-¦ ¦негерметичность ¦
¦ле с гарантированным пере- ¦ ¦которой влияет на ¦
¦крытием потока и оборудован-¦ ¦достоверность ре- ¦
¦ные устройствами контроля ¦ ¦зультатов измере- ¦
¦герметичности (*) ¦ ¦ний при учетных ¦
¦ ¦ ¦операциях, при по-¦
¦ ¦ ¦верке и КМХ массо-¦
¦ ¦ ¦меров. ¦
¦ ¦ ¦На вновь строящих-¦
¦ ¦ ¦ся и реконструиру-¦
¦ ¦ ¦емых СИКН ¦
¦1.1.10. Регулятор расхода ¦ ¦При наличии по ¦
¦ ¦ ¦проекту ¦
¦1.1.11. Пробозаборное уст- ¦ ¦Согласно ГОСТ 2517¦
¦ройство (устанавливается на ¦ ¦ ¦
¦коллекторе СИКН) ¦ ¦ ¦
¦1.1.12. Регулятор давления ¦ ¦При наличии по ¦
¦на выходе СИКН ¦ ¦проекту ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦1.2. БИК ¦
+----------------------------T----------------T------------------+
¦1.2.1. ПП поточный (1 шт.) ¦+/- 0,30 мг/куб.¦При отсутствии на ¦
¦ ¦м <4> ¦ПУ плотномера ¦
¦1.2.2. Преобразователь дав- ¦+/- 0,5% <3> ¦ ¦
¦ления ¦ ¦ ¦
¦1.2.3. Манометр ¦+/- 0,6% <3> ¦ ¦
¦1.2.4. Преобразователь тем- ¦+/- 0,2 -С <4> ¦ ¦
¦пературы в комплекте с тер- ¦ ¦ ¦
¦мосопротивлением (сенсором),¦ ¦ ¦
¦класс А ¦ ¦ ¦
¦1.2.5. Термометр стеклянный ¦+/- 0,2 -С <4> ¦Цена деления тер- ¦
¦ ¦ ¦мометра 0,1 -С ¦
¦1.2.6. Расходомер ¦+/- 5,0% <1> ¦ ¦
¦1.2.7. Пробоотборники авто- ¦ ¦ ¦
¦матические (основной и ре- ¦ ¦ ¦
¦зервный) с диспергатором ¦ ¦ ¦
¦1.2.8. Пробоотборное уст- ¦ ¦ ¦
¦ройство для ручного отбора ¦ ¦ ¦
¦пробы с диспергатором ¦ ¦ ¦
¦1.2.9. Регулятор расхода ¦ ¦На вновь строящих-¦
¦(**) ¦ ¦ся реконструируе- ¦
¦ ¦ ¦мых СИКН или БИК и¦
¦ ¦ ¦при наличии по ¦
¦ ¦ ¦проекту ¦
¦1.2.10. Циркуляционный насос¦ ¦При возможности ¦
¦ ¦ ¦обеспечения необ- ¦
¦ ¦ ¦ходимого расхода в¦
¦ ¦ ¦БИК допускается ¦
¦ ¦ ¦применение безна- ¦
¦ ¦ ¦сосной схемы ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦ 2. Основные СИ и оборудование, устанавливаемые вне ¦
¦ технологической части СИКН ¦
+----------------------------T----------------T------------------+
¦2.1. СОИ ¦+/- 0,05% <2> ¦ ¦
¦2.2. АРМ-оператора ¦ ¦На вновь строящих-¦
¦ ¦ ¦ся и реконструиру-¦
¦ ¦ ¦емых СИНК и при ¦
¦ ¦ ¦наличии по проекту¦
¦2.3. Вторичная аппаратура ¦+/- 0,05% <2> ¦ ¦
¦массомера ¦ ¦ ¦
¦2.4. Стационарная поверочная¦I или II разряда¦На одной площадке ¦
¦установка ¦ ¦с СИКН ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦ 3. Дополнительные СИ и оборудование ¦
+----------------------------T----------------T------------------+
¦3.1. Преобразователь влаго- ¦+/- 0,1% <4> ¦При наличии по ¦
¦содержания поточный (основ- ¦ ¦проекту ¦
¦ной и резервный) в БИК ¦ ¦ ¦
¦3.2. Преобразователь серо- ¦ ¦ ¦
¦содержания поточный в БИК с ¦ ¦ ¦
¦диапазонами измерений: ¦ ¦ ¦
¦- (0 - 0,6)% ¦+/- 0,02% <4> ¦При наличии по ¦
¦ ¦ ¦проекту ¦
¦- (0,1 - 1,8)% ¦+/- 0,06% <4> ¦ ¦
¦- (1,8 - 5,0)% ¦+/- 0,18% <4> ¦ ¦
¦3.3. Индикатор (датчик) кон-¦ ¦Количество и место¦
¦троля наличия свободного га-¦ ¦установки опреде- ¦
¦за ¦ ¦ляется проектом ¦
¦3.4. Термостатирующий ци- ¦ ¦При наличии по ¦
¦линдр в БИК ¦ ¦проекту ¦
¦3.5. Промывочный насос в БИК¦ ¦При наличии по ¦
¦ ¦ ¦проекту ¦
¦3.6. Газосигнализатор в БИК ¦ ¦ ¦
¦3.7. Датчик пожара в БИК ¦ ¦ ¦
¦3.8. Нагреватель электричес-¦ ¦ ¦
¦кий с терморегулятором в БИК¦ ¦ ¦
¦3.9. Вентилятор вытяжной в ¦ ¦ ¦
¦БИК ¦ ¦ ¦
L----------------------------+----------------+-------------------
|
