Утверждаю

Заместитель Министра

топлива и энергетики

Российской Федерации

В.С.СТАНЕВ

14 апреля 2000 года

 

Согласовано

Начальник Управления

развития систем

магистральных трубопроводов

Минтопэнерго России

В.А.ВОРОБЬЕВ

12 апреля 2000 года

 

Заместитель Директора

по научной работе ГНМЦ ВНИИР

М.С.НЕМИРОВ

6 апреля 2000 года

 

И.о. Начальника Управления

научно - технического

прогресса Минтопэнерго России

П.П.БЕЗРУКИХ

13 апреля 2000 года

 

Главный метролог

Минтопэнерго России

Р.Н.ПОСПЕЛОВ

12 апреля 2000 года

 

Директор Института проблем

транспорта энергоресурсов

А.Г.ГУМЕРОВ

 

Дата введения -

1 июня 2000 года

 

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МАССЫ
НЕФТИ ПРИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ

С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМ
ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА

И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА
НЕФТИ

 

РД 153-39.4-042-99

 

Предисловие

 

Разработан
Межрегиональным акционерным обществом "Нефтеавтоматика", Уфимским
инженерно - метрологическим центром АО "Нефтеавтоматика",
Государственным научным метрологическим центром, Всероссийским научно -
исследовательским институтом расходометрии (ГНМЦ ВНИИР).

Внесен
Управлением научно - технического прогресса Министерства топлива и энергетики
Российской Федерации.

Принят
и введен в действие Приказом Министра топлива и энергетики Российской Федерации
от 14 апреля 2000 г. N 113 взамен руководящего документа "Временная
инструкция по определению массы нефти при учетно - расчетных операциях с
применением узлов учета нефти", Уфа, 1989 г.

 

1. Область применения

 

1.1.
Настоящий руководящий документ (РД) устанавливает порядок определения массы
брутто и нетто нефти с нормированными значениями погрешности.

1.2.
Требования РД обязательны для юридических лиц, осуществляющих учетные операции
с применением систем измерения количества и показателей качества нефти (СИКН),
принятых в промышленную эксплуатацию в установленном порядке.

1.3.
РД является основополагающим документом для разработки методик выполнения
измерений (МВИ).

 

2. Нормативные ссылки

 

В
настоящем документе приведены ссылки и использованы следующие
межгосударственные, государственные стандарты и другие нормативные документы.

ГОСТ
8.024-75 ГСИ. Государственный первичный эталон и общесоюзная поверочная схема
для средств измерений плотности жидкости.

ГОСТ
8.092-73 ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, тягомеры, напоромеры и
тягонапоромеры с унифицированными электрическими (токовыми) выходными
сигналами. Методы и средства поверки.

ГОСТ
8.321-78 ГСИ. Уровнемеры промышленного применения и поплавковые. Методы и
средства поверки.

ГОСТ
8.346-79 ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные. Методы и средства поверки.

ГОСТ
8.400-80 ГСИ. Мерники металлические образцовые. Методы и средства поверки.

ГОСТ
8.461-82 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления. Методы и средства поверки.

ГОСТ
8.510-84 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
(счетчиков) объема жидкости.

ГОСТ
33-82. Нефтепродукты. Метод определения кинематической и расчет динамической
вязкости.

ГОСТ
1437-75. Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы.

ГОСТ
1756-52. Нефтепродукты. Методы определения давления насыщенных паров.

ГОСТ
2177-82. Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава.

ГОСТ
2477-65. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.

ГОСТ
2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

ГОСТ
3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

ГОСТ
6370-83. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических
примесей.

ГОСТ
7502-89. Рулетки измерительные металлические. Технические условия.

ГОСТ
9965-76. Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия.

ГОСТ
11851-85. Нефть. Метод определения парафина.

ГОСТ
18481-81Е. Ареометры и цилиндры стеклянные. Технические условия.

ГОСТ
21534-76. Нефть. Методы определения содержания хлористых солей.

ГОСТ
26976-86. Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы.

ГОСТ
Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений.

ПР
50.2.006-94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений.

ПР
50.2.009-94 ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств
измерений.

МИ
312-95 ГСИ. Узел учета нефти с турбинными преобразователями расхода. Методика
определения суммарной погрешности.

МИ
2153-91 ГСИ. Плотность нефти при учетно - расчетных операциях. Методика
выполнения измерений ареометром.

МИ
2267-93 ГСИ. Обеспечение эффективности измерений при управлении
технологическими процессами. Метрологическая экспертиза технической
документации.

МИ
2415-97 ГСИ. Качество нефти. Нормируемые метрологические характеристики
анализаторов и нормы погрешности измерений показателей.

РД
39-036-90. Руководство по техническому обслуживанию узлов учета нефти,
оборудованных японскими измерительными линиями. Нормы времени на техническое
обслуживание.

РД
39-104-91. Аттестация аналитических лабораторий предприятий нефтяной
промышленности.

РД
39-105-91. Правила клеймения средств измерений узлов учета нефти и
трубопоршневых установок.

РД
39-109-91. Положение о системе технического обслуживания и ремонта узлов учета
нефти и поверочных установок.

РД
39-5-021-90. Норматив обменного фонда и нормы расхода запасных частей и
материалов на техническое обслуживание и капитальный ремонт систем измерения
количества нефти и трубопоршневых поверочных установок.

РД
39-5-649-81. Правила ввода в промышленную эксплуатацию систем измерения
количества нефти.

ТУ
39-1435-89. Нефть для транспортирования потребителям. Технические условия.

ТУ
39-1623-93. Нефть российская, поставляемая для экспорта. Технические условия.

 

3. Определения

 

В
настоящем документе применяют следующие термины с соответствующими
определениями:

3.1.
Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) - совокупность
средств измерений (преобразователей расхода, плотности, влагосодержания,
солесодержания, вязкости, температуры, давления, устройств обработки, хранения,
индикации и регистрации результатов измерений), технологического и
вспомогательного оборудования (трубопроводов, фильтров, прямолинейных участков,
циркуляционного насоса, автоматического пробоотборника, запорно - регулирующей
арматуры и др.), предназначенных для выработки сигналов измерительной
информации в форме, удобной для автоматической и ручной обработки и передачи в
системы управления, уровнемеров для измерения уровней нефти в резервуарах, используемых
в качестве резервной схемы учета нефти.

3.2.
Измерительная линия - часть конструкции СИКН, состоящая из преобразователей
расхода в комплекте с магнитоиндукционными датчиками и прямолинейными участками
трубопроводов, оснащенными устройствами отбора давления и карманами для
термометров, задвижками и фильтрами.

3.3.
Измерительная линия рабочая - измерительная линия, находящаяся в работе при
нормальном режиме эксплуатации СИКН.

3.4.
Измерительная линия контрольная - измерительная линия, применяемая для контроля
метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода.

3.5.
Измерительная линия резервная - измерительная линия, находящаяся в
ненагруженном резерве, которая в любой момент времени может быть включена в
работу.

3.6.
Диапазон расхода и вязкости нефти рабочий - область значений расходов и
вязкости, в которой используются преобразователи расхода и нормированы их
метрологические характеристики.

3.7.
Контроль метрологических характеристик - определение в период между поверками
отклонения значений метрологических характеристик средств измерений от
действительных значений или значений, определенных при последней поверке, и
установление пригодности средств измерений к дальнейшей эксплуатации.

3.8.
Межконтрольный интервал - промежуток времени между двумя очередными актами
контроля, проводимого для выявления отклонения метрологических характеристик
средств измерений от значений, определенных при поверке.

3.9.
Учетные операции - операции, проводимые между сдающей и принимающей сторонами,
заключающиеся в определении массы нефти для последующих расчетов, а также при
арбитраже.

 

4. Общие положения

 

4.1.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.

4.2.
Массу брутто нефти измеряют СИКН с применением преобразователей расхода (ПР) и
поточных преобразователей плотности (поточных ПП) - объемно - массовый
динамический метод или массомеров - массовый динамический метод.

В
качестве резервного метода допускается применять объемно - массовый статический
метод.

4.3.
Пределы допускаемой относительной погрешности методов измерений массы брутто
нефти и массы нетто нефти должны соответствовать ГОСТ 26976.

4.4.
Определение показателей качества нефти (содержание воды, хлористых солей и механических
примесей) проводят по ГОСТ 2477, ГОСТ 21534, ГОСТ 6370. Допускается определять
показатели качества нефти анализаторами. Методики выполнения измерений
показателей качества нефти с использованием анализаторов должны быть
аттестованы в установленном порядке.

Отбор
проб нефти производят по ГОСТ 2517.

Анализ
проб нефти производится в аналитической лаборатории сдающей или принимающей
стороны, определяемой соглашением сторон.

4.5.
Нефть по степени подготовки должна соответствовать требованиям ГОСТ 9965 или
технических условий ТУ 39-1435.

4.6.
Ответственность за техническое состояние и метрологическое обеспечение СИКН
несет ее владелец. Взаимоотношения между сдающей и принимающей сторонами, между
владельцем СИКН и организацией, проводящей обслуживание, определяются
договорами, РД 39-109-91 и настоящим РД.

4.7.
На основании настоящего РД и инструкций по эксплуатации средств измерений (СИ),
технологического и вспомогательного оборудования на каждую СИКН владелец
разрабатывает "Инструкцию по эксплуатации системы измерения количества и
показателей качества нефти", учитывающую конкретные условия эксплуатации,
типовая форма которой и перечень документов, обязательных к наличию для СИКН,
приведены в Приложении А.

4.8.
Состав СИКН, технические и метрологические характеристики СИ и оборудования,
входящих в состав СИКН, должны соответствовать проекту, разработанному на
основании нормативного документа "Рекомендации по проектированию
коммерческих узлов учета нефти" и настоящего РД, прошедшему метрологическую
экспертизу во ВНИИР или другом ГНМЦ, аккредитованном на право проведения
вышеуказанных работ.

 

5. Обеспечение единства измерений

 

5.1.
СИ, входящие в состав СИКН, должны пройти испытания для целей утверждения их
типа и внесены в Государственный реестр в соответствии с правилами по
метрологии ПР 50.2.009-94.

5.2.
СИ подлежат поверке органами Государственной метрологической службы или
аккредитованными метрологическими службами юридических лиц при выпуске из
производства или ремонта, при ввозе по импорту и эксплуатации в соответствии с
требованиями правил по метрологии ПР 50.2.006-94 и других НД, перечень которых
приведен в Приложении Б.

5.3.
Периодическую поверку СИ проводят по графику, составленному владельцем СИКН,
утвержденному руководителем Государственной метрологической службы,
осуществляющей поверку СИ, с предоставлением копии графиков принимающей,
сдающей сторонам и организации, проводящей техобслуживание, но не реже:

    - весов                                        - 1 раза в год;

    - мерников                                     - 1 раза в год;

    - стационарных трубопоршневых

      поверочных установок (ТПУ)                   - 1 раза в год;

    - передвижных ТПУ                              - 1 раза в год;

    -
контрольных ПР                              
- 1 раза в год;

    - пикнометров                                  - 1 раза в год;

    - эталонных плотномеров                        - 1 раза в год;

    - гирь                                         - 1 раза в год;

    - рабочих СИ (массомеров; ПР; ПП;

      преобразователей влагосодержания,

      солесодержания, серосодержания;

      вискозиметров; преобразователей

      давления и температуры; вторичных

      приборов ПР; суммирующих приборов;

      устройств обработки информации (УОИ);

      уровнемеров, рулеток)                        - 1 раза в год;

    - УОИ поставки Японии                     - 1 раза в пять лет.

В
случае использования гирь, весов, мерников только для целей поверки
стационарных ТПУ - 1 раз в два года.

Поверку
резервуаров, используемых в резервной схеме учета нефти, проводят не реже 1
раза в пять лет.

После
каждого ремонта, связанного с изменением вместимости, резервуар должен быть
переградуирован, а после изменения оснащенности его внутренним оборудованием
градуировочная таблица должна быть пересмотрена и утверждена в установленном
порядке.

В
обоснованных случаях межповерочный интервал СИ может быть изменен по
согласованию с организациями, проводившими испытания для целей утверждения типа.

Расходомеры
в блоке измерения показателей качества