|
Стр. 3
L----------------------------+----------------+-------------------
--------------------------------
<1> Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне
расходов.
<2> Пределы допускаемой относительной погрешности в точке
расхода.
<3> Пределы допускаемой приведенной погрешности.
<4> Пределы допускаемой абсолютной погрешности.
Примечания.
1. (**) - при применении частотного регулятора числа оборотов
циркуляционного насоса регулятор расхода в БИК не устанавливают.
2. Допускается размещать измерительные линии в БИК в общем
укрытии или в общем блоке-боксе по МИ 2825 <1>, МИ 2837 <2>.
--------------------------------
<1> Рекомендация. ГСОИ. Система измерений количества и
показателей качества нефти. Метрологические и технические
требования к проектированию.
<2> Рекомендация. ГСОИ. Приемо-сдаточные пункты нефти.
Метрологическое и техническое обеспечение.
5.2.2. В процессе эксплуатации рекомендуется контролировать
смещение нуля массомера в соответствии с техническим описанием на
массомер конкретного типа.
5.2.3. Первичную и периодическую проверки массомеров проводят
на месте эксплуатации с помощью объемных ПУ (стационарных и
передвижных) и поточных ПП или передвижных массомерных установок.
Проверку массомеров проводят согласно требованиям нормативных
документов, приведенных в Приложении 2 настоящих Рекомендаций.
5.2.4. Контроль МХ массомеров проводят с использованием любого
поверочного средства согласно 5.2.3 или контрольного массомера.
5.2.5. Контроль МХ массомеров проводят не реже одного раза в
месяц по следующей методике.
При любом значении расхода из рабочего диапазона массомера
одновременно проводят измерения массы нефти контролируемым
массомером и одним из средств согласно 5.2.4, которые подключают
последовательно друг с другом. При контроле проводят не менее трех
последовательных измерений.
Примечания. 1. При контроле МХ комплектом объемного ПУ и
поточным ПП плотность нефти, измеренную поточным ПП, приводят к
условиям измерения объема нефти поверочной установкой согласно МИ
2153.
2. При контроле МХ контрольным массомером численное значение
массы, измеренное рабочим массомером за одно измерение (т), должно
быть не менее 5% от значения расхода контролируемой точки.
5.2.6. Относительное отклонение результатов измерений массы
контролируемым массомером для каждого измерения (дельта , %)
i
вычисляют по формуле:
М - М
i конi
дельта = ---------- x 100, (17)
i М
конi
где:
М - масса нефти, измеренная контролируемым массомером при i-м
i
измерении, т;
М - масса нефти, измеренная контрольным средством согласно
конi
5.2.4 при i-м измерении, т.
5.2.7. Абсолютное значение относительного отклонения (дельта ,
i
%) по результатам контроля МХ для каждого измерения не должно
превышать 0,25%.
5.2.8. При несоблюдении условия 5.2.7 для одного из измерений
результат этого измерения из обработки исключают и проводят еще
одно дополнительное измерение.
5.2.9. В случае несоблюдения условия 5.2.7 для двух измерений и
в случае повторного невыполнения условия 5.2.7 после выполнения
дополнительного измерения согласно 5.2.8 принимают меры по
выяснению и установлению причин, вызвавших несоблюдение условия, и
проводят повторный контроль МХ массомера.
В случае повторного невыполнения условия 5.2.7 проводят
внеочередную проверку массомера.
5.2.10. В случае эксплуатации массомера в диапазоне расходов от
10% до 90% от максимального значения его предела измерений
(пропускной способности, т/ч) контроль МХ рекомендуется проводить
при минимальном и максимальном расходах рабочего диапазона.
Необходимость проведения контроля МХ массомера при минимальном
и максимальном расходах определяют в "Инструкции по эксплуатации
СИКН".
5.3. Основные рекомендации к монтажу, эксплуатации и
обслуживанию преобразователей и температуры
5.3.1. При монтаже преобразователей давления принимают меры,
обеспечивающие:
5.3.1.1. Исключение замерзания нефти в импульсных трубках при
относительных температурах окружающей среды: преобразователи
устанавливают выше точки отбора, импульсные трубки прокладывают
таким образом, чтобы обеспечить полное стекание нефти из
импульсных трубок в нефтепровод при выводе измерительной линии или
СИКН в целом из работы, при необходимости применяют разделительные
сосуды, заполненные незамерзающей жидкостью.
5.3.1.2. Возможность стравливания воздушных (газовых) "пробок"
из измерительных камер преобразователей при включении в работу
измерительной линии или СИКН в целом после плановых или неплановых
остановок.
5.3.2. Эксплуатацию и техническое обслуживание преобразователей
давления и температуры проводят в строгом соответствии с
требованиями, установленными инструкциями заводов (фирм) -
изготовителей.
5.3.3. После вывода измерительной линии или СИКН в целом из
работы при отрицательных температурах окружающей среды оперативный
персонал проводит контроль опорожнения (при необходимости
производит опорожнение) импульсных трубок, если преобразователь
давления с точкой отбора давления обвязан без разделительного
сосуда. При включении в работу измерительной линии или СИКН в
целом оперативный персонал производит стравливание воздушных
(газовых) "пробок" из измерительных камер преобразователей
давления.
5.3.4. Оперативный персонал не менее одного раза в месяц (при
отключенной из работы измерительной линии или СИКН в целом)
проводит контроль наличия масла в термокарманах для
преобразователей температуры.
5.3.5. В межповерочном интервале преобразователей давления и
температуры периодический контроль их метрологических
характеристик не проводят.
Примечание. Факторы, влияющие на МХ ПР и поточных
преобразователей качества нефти (изменение вязкости, плотности
нефти, кристаллизация парафина при низких температурах нефти,
попадание грубых посторонних включений в нефть), не вызывают
изменения МХ преобразователей давления и температуры.
5.4. Вычисление массы нетто нефти
5.4.1. Массу нетто нефти (М , т) вычисляют как разность массы
H
нефти (М, т) и массы балласта по формуле:
W + W + W
В МП ХС
М = М - m = М x (1 - --------------), (18)
Н 100
где:
m - масса балласта, т;
W - массовая доля воды в нефти, %;
В
W - массовая доля механических примесей в нефти, %;
МП
W - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная
ХС
по формуле:
фи
хс
W = 0,1 x ----, (19)
ХС ро
ню
где:
фи - концентрация хлористых солей в нефти, мг/куб. дм;
хс
ро - плотность нефти при условиях измерения объема нефти,
ню
кг/куб. м.
Если определяется объемная доля воды в нефти, то массовую долю
вычисляют по формуле:
фи x ро
в дист
W = ------------, (20)
В ро
ню
где:
фи - объемная доля воды в нефти, %;
в
ро - плотность дистиллированной воды при температуре
дист
определения объема нефти, кг/куб. м.
5.4.2. Определение содержания балласта в нефти производят в
испытательной лаборатории с использованием проб, отбираемых
автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ
2517.
5.4.3. При наличии на СИКН поточных анализаторов качества нефти
(преобразователей влагосодержания, хлористых солей) определение
содержания балласта допускается производить с их применением
согласно аттестованным в установленном порядке МВИ. В этом случае
в "Инструкции по эксплуатации СИКН" определяют порядок поверки и
контроля МХ поточных преобразователей.
VI. Оформление результатов измерений
6.1. Общие требования
6.1.1. Каждые два часа или через интервалы времени,
установленные в договорах на поставку нефти, автоматически
формируют и регистрируют результаты измерений в "Журнале
регистрации показаний средств измерений СИКН" (Приложение 12
настоящих Рекомендаций).
6.1.2. При измерении массы нефти косвенным методом динамических
измерений регистрируют результаты измерений:
- объемов нефти (куб. м), измеренных каждым рабочим ПР и всей
СИКН в рабочих условиях и приведенных к стандартным условиям;
- плотности нефти (кг/куб. м), измеренной поточным плотномером,
приведенной к условиям измерения объема и к стандартным условиям;
- массы нефти (т), измеренной каждым рабочим ПР и всей СИКН.
6.1.3. При измерении массы нефти прямым методом динамических
измерений регистрируют результаты измерений (автоматически):
- массы нефти (т), измеренной каждым рабочим массомером и всей
СИКН.
6.1.4. До оснащения СИКН АРМ-оператора или при его отказе
результаты измерений в "Журнале регистрации показаний средств
измерений СИКН" регистрируют вручную, считывая показания с дисплея
СОИ (или сумматора) или электромеханических счетчиков.
6.1.5. Результаты измерений (определения) качественных
показателей нефти формируют автоматически в АРМ-оператора или
вручную в виде "Паспорта качества нефти". Для формирования в АРМ-
оператора "Паспорта качества нефти" результаты измерений
качественных показателей нефти вводят с клавиатуры. Формы
паспортов качества приведены в Приложениях 13, 14, 15, 16
настоящих Рекомендаций.
В случае применения поточных анализаторов качества нефти
результаты их измерений используют в вычислении массы нетто нефти
и выводят на печатающее устройство с интервалом выдачи распечаток,
установленным сдающей и принимающей сторонами.
6.1.6. На основании результатов измерений рекомендуется
оформлять "Акт приема-сдачи нефти" (сдача по СИКН) автоматически в
СОИ или АРМ-оператора с выводом на печатающее устройство.
До оснащения СОИ или АРМ-оператора соответствующим алгоритмом
или при их отказе "Акт приема-сдачи нефти" оформляется вручную.
Формы "Акта приема-сдачи нефти" рекомендуются Приложениями 17, 18,
19 настоящих Рекомендаций.
"Акты приема-сдачи нефти" оформляют для партии и для валовых
объемов нефти.
Паспорта качества нефти оформляют каждую смену.
6.1.7. Документы согласно 6.1.5, 6.1.6, оформленные как
вручную, так и автоматически, являются основными отчетными
документами при приеме-сдаче нефти.
Формированные автоматически документы согласно 6.1.5 и 6.1.6
хранят в архиве СОИ или АРМ-оператора. Сроки хранения документов
определяют в техническом задании на разработку программного
обеспечения СОИ или АРМ-оператора, согласованном сдающей и
принимающей сторонами.
6.1.8. Должностных лиц, ответственных за прием-сдачу нефти,
рекомендуется назначать приказами руководителей сдающей и
принимающей сторон. Оформление и подписание приемо-сдаточных
документов ответственных лиц за прием-сдачу нефти рекомендуется
проводить на основании доверенностей, оформленных на них
руководителями сдающей и принимающей сторон соответственно.
6.1.9. Образцы подписей ответственных лиц за прием-сдачу нефти
рекомендуется хранить на ПСП и в бухгалтериях сдающей и
принимающей сторон.
6.2. Оформление (заполнение) паспортов качества нефти
В паспорта качества нефти рекомендуется записывать:
6.2.1. Средневзвешенные значения температуры, давления и
плотности нефти соответственно при условиях измерения объема за
смену (п. п. 1, 2, 3 Приложений 13, 14, 15 настоящих
Рекомендаций).
Примечания. 1. Средневзвешенные значения перечисленных
параметров вычисляют автоматически в СОИ или АРМ-оператора при
наличии соответствующих алгоритмов. При отсутствии алгоритмов
вычисления средневзвешенных значений производят вручную по
значениям приращений объема нефти (куб. м) за каждые 2 часа.
2. При отказе или при отсутствии поточных ПП в испытательной
лаборатории измеряют плотность нефти ареометром или лабораторным
плотномером, на результат измерения вводят поправку согласно
свидетельству о метрологической аттестации соответствующей МВИ
плотности. Полученное значение плотности приводят к
средневзвешенным значениям температуры и давления в условиях
измерения объема нефти за смену согласно МИ 2153.
6.2.2. Средневзвешенные значения плотности нефти при 20 -С и 15
-С соответственно за смену (п. п. 4, 5 Приложений 13, 14, 15 и п.
п. 1 и 2 Приложения 16 настоящих Рекомендаций).
Примечания. 1. Средневзвешенные значения плотности нефти при
перечисленных температурах вычисляют автоматически в СОИ и АРМ-
оператора согласно алгоритму: мгновенные значения плотности,
измеренные поточным ПП, приводят к 20 -С и 15 -С соответственно по
ГОСТ Р 8.595, по приведенным значениям вычисляют средневзвешенные
значения.
2. При отказе или при отсутствии поточных ПП в испытательной
лаборатории измеряют плотность нефти ареометром или лабораторным
плотномером, на результат измерения вводят поправку согласно
свидетельству о метрологической аттестации соответствующей МВИ
плотности, полученное значение плотности приводят к 20 -С и 15 -С
соответственно согласно ГОСТ 8.599 <1> или МИ 2153.
--------------------------------
<1> ГСИ. Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов
пересчета плотности и массы.
6.2.3. Результаты испытаний, определенные в испытательной
лаборатории согласно методам и с периодичностью, установленными
ГОСТ Р 51858 (остальные пункты Приложений 13, 14, 15, 16).
6.3. Рекомендации по оформлению (заполнению) актов приема-сдачи
нефти
6.3.1. В "шапке" таблицы в колонках "дата, смена" записывают
дату и номера смен.
6.3.2. Для каждой смены записывают значения показателей,
перечисленных в колонке "показатели" таблицы:
- нарастающие значения результатов измерений объема (куб. м) и
массы (т) нефти СИКН (зарегистрированные СОИ или ВА) на начало и
конец смены соответственно;
- объемы (куб. м) и массы (т) нефти, принятой (сданной) в
течение смены, как разность нарастающих значений результатов
измерений объема (куб. м) и массы (т) нефти СИКН на начало и конец
смены соответственно;
- средневзвешенные значения температуры (-С), давления (МПа) и
плотности нефти (кг/куб. м), приведенные к условиям измерения
объема;
- поправку на плотность (только при отказе поточных ПП) - из
свидетельства о метрологической аттестации соответствующей МВИ
плотности (кг/куб. м);
- процентное содержание массовой доли балласта всего и
составляющих балласта (воды, механических примесей), концентрацию
хлористых солей (мг/куб. дм) из паспорта качества;
- процентное содержание массовой доли хлористых солей,
вычисленное согласно формуле (19);
- массовое содержание серы (%) из паспорта качества;
- массу балласта (m, т), вычисленную по формуле:
W + W + W
В МП ХС
m = M x --------------; (21)
100
- массу нетто, вычисленную согласно формуле (18).
6.3.3. Под таблицей записывают значение массы нефти нетто
(прописью) как сумму масс нетто нефти за каждую смену.
6.4. Кроме того рекомендуется использовать формы актов приема-
сдачи нефти по показаниям СИКН, а также формы паспортов качества
для поставки нефти в соответствии с ГОСТ Р 50.2.040-2004 <1>.
--------------------------------
<1> Рекомендации по метрологии. Государственная система
обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение учета
нефти при ее транспортировке по системе магистральных
нефтепроводов. Основные положения.
Приложение 1
к Рекомендациям по определению массы
нефти при учетных операциях с применением
систем измерений количества и показателей
качества нефти, утвержденным Приказом
Минпромэнерго России
от 31 марта 2005 г. N 69
(рекомендуемое)
ФОРМА "ИНСТРУКЦИИ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ СИКН"
УТВЕРЖДАЮ УТВЕРЖДАЮ
Руководитель предприятия - Руководитель предприятия -
сдающей стороны принимающей стороны
__________________________ __________________________
"__" _____________ 200_ г. "__" _____________ 200_ г.
ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ
КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ N ___
СОГЛАСОВАНО <1>
Руководитель организации,
проводящей техническое
обслуживание
_________________________
"__" ____________ 200_ г.
--------------------------------
<1> При техническом обслуживании СИКН собственными силами
владельца согласование не требуется.
В "Инструкцию по эксплуатации СИКН N ___" рекомендуется
включать следующие разделы:
1. Введение.
2. Общие сведения.
3. Указания мер безопасности.
4. Порядок эксплуатации СИКН.
5. Обеспечение единства измерений и пломбирование средств
измерений, входящих в СИКН.
6. Техническое обслуживание.
7. Эксплуатация и пользование "АРМ-оператора".
8. Прекращение ведения учетных операций СИКН.
9. Приложение "Перечень документов, обязательных к наличию на
СИКН".
1. В разделе "Введение" указывают:
Назначение и область применения Инструкции (номер и
местонахождение СИКН, на которую распространяется данная
Инструкция).
2. В разделе "Общие сведения" приводят:
2.1. Назначение и состав СИКН.
2.1.1. Назначение СИКН.
2.1.2. Состав СИКН.
2.1.2.1. Основные средства измерений и оборудование.
2.1.3. Рабочие эталоны (ПУ, эталонный плотномер, калибраторы
давления и температуры и т.д., если они имеются у владельца СИКН
или у сервисной организации).
2.1.4. Порядок взаимодействия с испытательной лабораторией.
2.1.5. Порядок взаимодействия с организацией, производящей
техническое обслуживание СИКН и ПУ.
2.2. Схемы СИКН.
2.2.1. Технологическую схему СИКН и технологический режим
перекачки нефти через СИКН, номера задвижек и дренажных вентилей,
которые должны быть проверены на герметичность и опломбированы
(указать, какой стороной - принимающей или сдающей).
2.2.2. Структурную схему СИКН.
2.2.3. Структурную схему СОИ.
2.2.4. Резервную схему учета нефти, технологические номера
резервуаров, которые являются средством измерений для резервной
схемы учета, номера задвижек, которые должны быть проверены на
герметичность и опломбированы (указать, какой стороной -
принимающей или сдающей).
3. В разделе "Указания мер безопасности" приводят правила
безопасности, которые должен соблюдать оперативный персонал как во
время подготовки СИКН к работе, так и при ее эксплуатации.
4. В разделе "Порядок эксплуатации СИКН" указывают:
4.1. Порядок включения СИКН в эксплуатацию, порядок включения в
работу оборудования БИК (поточных преобразователей, автоматических
пробоотборников, настройку пробоотборников в зависимости от объема
откачки за смену или за партию и т.д.).
4.2. Способ, периодичность отбора проб нефти, место, виды и
периодичность проведения испытаний проб нефти. Порядок отбора
арбитражных проб, время и место их хранения, место проведения.
4.3. Перечень контролируемых параметров, порядок и
периодичность их контроля.
4.4. Порядок включения в работу поверочного устройства,
обязанности и действия оперативного персонала при этом.
4.5. Последовательность переключения задвижек и вентилей
(кранов) для выполнения поверки ПР, поточных ПП, ПУ и КМХ ПР,
поточных ПП, порядок регулирования технологических параметров.
4.6. Номера задвижек и вентилей (кранов), которые должны быть
проверены на герметичность при проведении поверок ПР, ПУ и КМХ ПР,
и порядок проверки.
4.7. Порядок ведения учетных операций во время выполнения
поверки и КМХ какого-либо рабочего ПР.
4.8. Порядок записи или регистрации параметров, результатов
измерений и ведения технической документации на СИКН (журнала
регистрации показаний средств измерений СИКН, оперативного журнала
и др.).
Примечание. При оснащении СИКН СОИ или АРМ-оператора, в функцию
которых входит автоматическое формирование журналов, вести
оператору дополнительные журналы необязательно. В этом случае
журналы хранят на жестком диске ЭВМ или в специальных папках в
виде распечаток.
4.9. При нарушении условий эксплуатации СИКН указывают:
4.9.1. Случаи, в которых операторы СИКН должны отключить
рабочую измерительную линию и включить резервную в соответствии с
приложением Г настоящей Инструкции, порядок действий операторов
при переходе на резервную линию (операции перехода, проверка
герметичности задвижек на отключенной линии, сообщение
диспетчерской службе и запись в эксплуатационном журнале).
4.9.2. Перечень ситуаций, при которых продолжается эксплуатация
СИКН с одновременным ремонтом (заменой) отдельных элементов в
соответствии с приложением Г настоящей Инструкции, порядок
действий операторов.
4.9.3. Перечень ситуаций, при которых СИКН должна быть
отключена и осуществлен переход на резервную схему учета нефти
согласно приложению Г, порядок действий операторов при данных
ситуациях.
Порядок операций, действия оперативного персонала при
отключении СИКН и переходе на резервную схему учета.
4.9.4. Порядок учета нефти за время перехода на резервную схему
учета.
5. В разделе "Обеспечение единства измерений и пломбирование
средств измерений, входящих в СИКН" указывают:
5.1. Наименование нормативных документов по поверке средств
измерений, входящих в состав СИКН.
5.2. Способ (вид) реализации в СОИ градуировочной
характеристики ПР.
5.3. Порядок ввода в СОИ коэффициентов преобразования ПР,
постоянных и коэффициентов поточных преобразователей, ПУ.
5.4. Порядок доступа в СОИ (АРМ-оператора) для изменения
коэффициентов преобразования ПР, постоянных и коэффициентов
поточных преобразователей, ПУ (пароли).
5.5. Места установки пломб с оттисками поверительных и
ведомственных (обслуживающей организации) клейм и оттисков клейм
на средствах измерений и оттисками клейм сдающей или принимающей
сторон - на оборудовании СИКН.
5.6. Действия оперативного персонала при обнаружении
повреждений пломб или оттисков клейм на средствах измерений и
оборудовании, входящих в состав СИКН.
5.7. Порядок хранения паролей оперативного персонала сдающей и
принимающей сторон, представителя местных органов Госстандарта,
администратора сервисной организации.
6. В разделе "Техническое обслуживание" указывают:
6.1. Сроки контроля метрологических характеристик средств
измерений в соответствии с 5.1.8, 5.1.11, 5.2.4, 5.2.5 и 5.2.6
настоящих Рекомендаций.
6.2. Порядок действий оперативного персонала СИКН по
поддержанию расхода через работающие измерительные линии в
пределах рабочего диапазона.
6.3. Порядок действий оперативного персонала по поддержанию
давления на выходе СИКН в пределах нормируемого значения.
6.4. Случаи проведения контроля метрологических характеристик
средств измерений, не предусмотренные утвержденными графиками (по
письменному заявлению одной из сторон, после включения резервных
ПР в постоянную работу и т.п.).
6.5. Сроки ревизии и чистки фильтров.
6.6. Сроки ревизии и осмотров пробозаборного устройства.
6.7. Сроки ревизии и технического обслуживания запорной
арматуры и другого технологического оборудования, установленного
на СИКН и ПУ.
6.8. Сроки ревизии и технического обслуживания электрического
оборудования, установленного на СИКН и ПУ.
6.9. Требования к квалификации и составу обслуживающего
персонала СИКН.
7. В разделе "Эксплуатация и пользование "АРМ-оператора"
приводят:
7.1. Подробную инструкцию по эксплуатации и пользованию "АРМ-
оператора" для оперативного персонала СИКН (ПСП), разработанную и
утвержденную разработчиком программного обеспечения "АРМ-
оператора".
8. В разделе "Прекращение ведения учетных операций СИКН"
приводят:
8.1. Порядок действий оперативного персонала по прекращению
ведения учетных операций по СИКН в случае поступления на СИКН
некондиционной нефти согласно Приложению 4 настоящих Рекомендаций.
8.2. Действия оперативного персонала после прекращения ведения
учетных операций по текущему контролю (оцениванию) показателей
качества нефти в случае некондиционной нефти.
8.3. Действия оперативного персонала при полном отказе основной
схемы учета (СИКН).
8.4. Порядок действий оперативного персонала по возобновлению
учетных операций.
9. В приложении "Перечень документов, обязательных к наличию на
СИКН" приводят перечень эксплуатационных документов, журналов,
актов, протоколов, свидетельств, инструкций и т.д. согласно
Приложению 20 настоящих Рекомендаций.
Приложение 2
к Рекомендациям по определению массы
нефти при учетных операциях с применением
систем измерений количества и показателей
качества нефти, утвержденным Приказом
Минпромэнерго России
от 31 марта 2005 г. N 69
(справочное)
ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ,
ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ ПОВЕРКАХ И ИСПЫТАНИЯХ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ
МИ 312-95. ГСИ. Узел учета нефти с турбинными преобразователями
расхода. Методика определения суммарной погрешности
МИ 754-95. ГСИ. Мерники металлические образцовые производства
СФРЮ. Методика поверки
МИ 755-95. ГСИ. Специальные электронные весы (Югославия).
Методика поверки
МИ 880-85. ГСИ. Анализаторы содержания серы в нефти типа PS6.
Методика поверки
МИ 883-85. ГСИ. Анализаторы содержания солей в нефти типа PSD
44561/2-2. Методика поверки
МИ 884-85. ГСИ. Влагомеры нефти диэлькометрические типа
INVALKO. Методика поверки
МИ 1498-87. ГСИ. Влагомеры нефти диэлькометрические. Методика
поверки
МИ 1971-95. ГСИ. Установки поверочные на базе весов ОГВ.
Методика поверки
МИ 1972-95. ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые. Методика
поверки поверочными установками на базе весов ОГВ или мерников
МИ 1973-95. ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые 2-го
разряда. Методика поверки трубопоршневой поверочной установкой 1-
го разряда с компаратором
МИ 1974-2004. ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика
поверки
МИ 1997-89. ГСИ. Преобразователи давления измерительные.
Методика поверки
МИ 2033-89. ГСИ. Преобразователи сигналов плотности. Методика
поверки
МИ 2035-95. ГСИ. Центральные блоки обработки и индикации
данных, суммирующие и вторичные приборы турбинных преобразователей
расхода, входящих в состав узлов учета нефти. Методика поверки
МИ 2036-89. ГСИ. Вторичная аппаратура турбопоршневых поверочных
установок производства ВНР, СФРЮ, фирм А.О. Смит, Бопп и Рейтер,
"Сапфир-22". Методика поверки
МИ 2037-89. ГСИ. Центральный блок обработки информации поставки
Японии. Методика поверки
МИ 2038-95. ГСИ. Узел учета нефти поставки Японии. Методика
определения суммарной погрешности
МИ 2315-94. ГСИ. Вычислитель плотности модели 7945 фирмы
"SOLARTRON" (Англия). Методика поверки
МИ 2316-94. ГСИ. Вычислитель расхода Geoprov фирмы "Smith Meter
Inc" (США). Методика поверки
МИ 2319-94. ГСИ. Сумматор малой мощности восьмиканальный
комбинирующий LССС 40/8 фирмы "SMITH METER INC" (США). Методика
поверки
МИ 2326-95. ГСИ. Датчики плотности жидкости вибрационные
поточные фирмы Шлюмберже. Методика поверки
МИ 2366-96. ГСИ. Влагомеры товарной нефти типа УДВН. Методика
поверки
МИ 2391-97. ГСИ. Вискозиметр поточный фирмы "Solartron
Transducers" (Англия)
МИ 2403-95. ГСИ. Преобразователи плотности вибрационные
поточные "Солартрон" типов 7830, 7835, 7840. Методика поверки на
месте эксплуатации
МИ 2455-98. ГСИ. Счетчик трубопоршневой установки (прувера)
модели NGT 8500-S. Методика поверки
МИ 2463-98. ГСИ. Массомеры "Micro Motion" фирмы "Fisher-
Rosemount". Методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной
установки и поточного преобразователя плотности
МИ 2470-2000. ГСИ. Преобразователи измерительные 144, 244, 444,
644, 3144, 3244 MV к датчикам температуры Fisher-Rosemount, США.
Методика периодической поверки
МИ 2568-99. ГСИ. Вычислители. GEOPROV фирмы SMITH METER INC An
FMC Corporation subsidiary, США, Германия. Методика поверки
МИ 2587-2000. ГСИ. Комплекс измерительно-вычислительный "ИМЦ-
03". Методика поверки
МИ 2591-2000. ГСИ. Преобразователи плотности поточные фирмы
"THE SOLARTRON ELECTRONIC GROUP LTD" (Великобритания). Методика
поверки
МИ 2613-2000. Преобразователи расхода нефти турбинные. Методика
поверки при помощи эталонных преобразователей расхода
МИ 2615-2000. ГСИ. Преобразователи плотности поточные фирмы
"THE SOLARTRON ELECTRONIC GROUP LTD" (Великобритания). Методика
градуировки
МИ 2617-2000. Вычислитель расхода модели 2522 фирмы "Даниел".
Методика поверки
МИ 2618-2000. ГСИ. Суммирующий блок TG 5001. Методика поверки
МИ 2619-2000. ГСИ. Суммирующий блок TG 5000. Методика поверки
МИ 2620-2000. ГСИ. Центральный блок обработки информации "7915
FLOW COMPUTER". Методика поверки
МИ 2621-2000. Инструкция. ГСИ. Электронный блок компакт-прувера
типа "BROOKS COMPACT PROVER" фирмы "BROOKS INSTRUMENT" (США).
Методика метрологической аттестации и поверки
МИ 2622-2000. ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые 2-го
разряда. Методика поверки поверочной установкой типа "Brooks
compact Prover" фирмы "Brooks Instrument" (США) с компаратором
МИ 2643-2001. ГСИ. Влагомер нефти поточный фирмы "PHASE
DINAMICS" (США). Методика поверки
МИ 2644-2001. ГСИ. Денсиметры SARASOTA модификации FD 950 и FD
960 фирмы "Onix Measurement Limited" (Великобритания). Методика
поверки
МИ 2672-2001. ГСИ. Датчики температуры с унифицированным
выходным сигналом. Методика поверки с помощью цифровых
микропроцессорных калибраторов температуры серии ATC-R фирмы
AMETEK, Дания
МИ 2692-2001. ГСИ. Комплекс измерительно-вычислительный сбора и
обработки информации систем учета нефти "Спрут-1000". Методика
поверки
МИ 2742-2002. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые "Micro Motion"
фирмы "Fisher-Rosemount". Методика поверки поверочной установкой
ВСР-М с измерительно-вычислительным контроллером "OMNI-3000 PPC"
МИ 2743-2002. ГСИ. Контроллеры измерительно-вычислительные
"OMNI-3000 PPC". Методика поверки
МИ 2816-2003. ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика
поверки на месте эксплуатации
Плотномер автоматический МДП. Методика поверки
Плотномер автоматический МДЛ-1. Методика поверки
ГСИ. Комплекс измерительно-вычислительный сбора и обработки
информации систем учета нефти и нефтепродуктов "OCTOPUS". Методика
поверки
Комплексы измерительно-вычислительные "Метрокон" и "Метрокон
М". Методика поверки
Примечание. Данный перечень может быть дополнен нормативными
документами по поверке СИ, прошедших испытания для целей
утверждения типа и признанных годными для применения в составе
СИКН по результатам метрологической экспертизы проектной
документации.
Приложение 3
к Рекомендациям по определению массы
нефти при учетных операциях с применением
систем измерений количества и показателей
качества нефти, утвержденным Приказом
Минпромэнерго России
от 31 марта 2005 г. N 69
(рекомендуемое)
РАСЧЕТ РАСХОДА НЕФТИ ЧЕРЕЗ ПРОБОЗАБОРНОЕ УСТРОЙСТВО
Расчет расхода нефти через пробозаборное устройство выполняют в
соответствии с требованием ГОСТ 2517, п. 2.13.1.2, устанавливающим
требование о равенстве скорости жидкости на входе в пробозаборное
устройство и линейной скорости жидкости в трубопроводе в месте
отбора проб в том же направлении (условие изокинетичности
пробоотбора).
Значение расхода на входе в пробозаборное устройство и в
трубопроводе БИК рассчитывают по формуле:
S
ПЗУ
Q = Q x ----, (1)
ПЗУ mp S
mp
где:
Q - расход на входе в пробоотборное устройство, куб. м/ч;
ПЗУ
Q - расход в трубопроводе в месте отбора проб, куб. м/ч;
mp
S - площадь входного поперечного сечения пробоотборного
ПЗУ
устройства, кв. мм;
S - площадь поперечного сечения трубопровода, кв. мм.
mp
Примечание. Фактическое значение расхода Q согласно ГОСТ
ПЗУ
2517 (п. 2.13.1.3) может отличаться от рассчитанного по формуле
(1) в два раза в большую или меньшую сторону.
Примеры.
1. Определить расход через пробозаборное устройство из трех
трубок диаметром d = 15 мм, установленное на трубопроводе
диаметром Д = 200 мм, при среднем объеме перекачки Q = 600
у тр
куб. м/ч.
2
S = пи Д / 4 = 31416 кв. мм;
тр у
2
S = 3 пи d / 4 = 530 кв. мм;
ПЗУ
Q = 600 x (530 / 31416) = 10,12 куб. м/ч.
ПЗУ
2. Определить расход через пробозаборное устройство из пяти
трубок с соотношением диаметров трубок d :d :d = 6:10:13, d = 12
1 2 3 1
мм, d = 20 мм, d = 26 мм. Пробозаборное устройство установлено
2 3
на трубопроводе Д = 1200 мм, средний объем перекачки Q = 4000
у тр
куб. м/ч.
2
S = пи Д / 4 = 1130973 кв. мм;
тр у
2 2 2
S = (пи / 4) x (d + 2d + 2d ) = 1803 кв. мм;
ПЗУ 1 2 3
Q = 4000 x (1803 / 1130973) = 6,38 куб. м/ч.
ПЗУ
Примечание. При применении пробозаборных устройств щелевого
типа для расчетов значение площади входного поперечного сечения
(S ) берут из паспорта на пробозаборное устройство.
ПЗУ
Приложение 4
к Рекомендациям по определению массы
нефти при учетных операциях с применением
систем измерений количества и показателей
качества нефти, утвержденным Приказом
Минпромэнерго России
от 31 марта 2005 г. N 69
(рекомендуемое)
ПОРЯДОК
УЧЕТА НЕФТИ ПРИ ОТКАЗАХ СИ И ОБОРУДОВАНИЯ СИКН,
ПОВРЕЖДЕНИИ ПЛОМБ И ОТТИСКОВ КЛЕЙМ И ПРИ ПОСТУПЛЕНИИ
НА СИКН НЕКОНДИЦИОННОЙ НЕФТИ
1. Порядок учета нефти при отключениях или отказах СИ и
оборудования, входящих в состав СИКН, приведен в таблице 1.
Таблица 1
---------------------T---------------------T-----------T---------¬
¦ Отказы СИ и ¦ Учет нефти по СИКН ¦Учет нефти ¦Прекраще-¦
¦ оборудования СИКН, +----------T----------+по резерв- ¦ние учет-¦
¦показатели качества ¦с исполь- ¦с одновре-¦ной схеме ¦ных опе- ¦
¦ нефти ¦зованием ¦менным ре-¦ ¦раций ¦
¦ ¦резервных ¦монтом ¦ ¦ ¦
¦ ¦СИ и обо- ¦(заменой) ¦ ¦ ¦
¦ ¦рудования ¦отдельных ¦ ¦ ¦
¦ ¦СИКН ¦элементов ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦СИКН ¦ ¦ ¦
|
