│                               │    +/- 10   
│                 │

│                               │  мг/куб. дм 
│                 │

│                               │             
│                 │

│                               │  (0 - 500)  
│                 │

│                               │  мг/куб. дм 
│                 │

│                               │    +/- 25   
│                 │

│                               │ 
мг/куб. дм  │                 │

│                               │              │                 │

│                               │  (0 - 2000) 
│                 │

│                               │  мг/куб. дм 
│                 │

│                               │   +/- 100   
│                 │

│                               │  мг/куб. дм 
│                 │

│                               │              │                 │

│2.5.
Преобразователь           │  (0 - 0,6)% 
│     - " -       │

│серосодержания
поточный        │  +/- 0,02%  
│                 │

│                               │              │                 │

│                               │ (0,1 -
1,8)% │                 │

│                               │  +/- 0,06%  
│                 │

│                               │              │                 │

│                               │ (1,8 -
5,0)% │                 │

│                               │  +/- 0,18%  
│                 │

│                               │             
│                 │

│2.6.
Вискозиметр               │   +/- 1,0%  
│При наличии по   │

│                               │              │проекту применяют│

│                               │              │для коррекции ко-│

│                               │              │эффициента преоб-│

│                               │              │разования        │

│                               │              │                 │

│2.7. Устройство
по корректиров-│  +/- 0,05%   │    
- " -       │

│ке коэффициента
преобразования │             
│                 │

│ПР по расходу или
расходу и    │              │                 │

│вязкости                       │              │                 │

│                               │              │                 │

│2.8. Суммирующий
прибор        │  +/- 0,05%  
│При количестве   │

│                               │              │рабочих измери-  │

│                               │              │тельных линий бо-│

│                               │              │лее 2 и отсутс- 
│

│                               │              │твии в УОИ встро-│

│                               │              │енной функции    │

│                               │              │суммирования     │

│                               │              │                 │

│2.9. Контрольное
устройство    │              │При наличии по   │

│загазованности в
БИК           │              │проекту          │

│(газосигнализатор)             │              │                 │

│                               │              │                 │

│2.10. Промывной
насос          │              │     - " -       │

│                               │              │                 │

│2.11. Регулятор
давления       │              │     - " -       │

│                               │              │                 │

│2.12. Регулятор
расхода        │              │     - " -       │

│                               │              │                 │

│2.13. Датчик
контроля наличия  │              │     - "
-       │

│свободного
газа                │              │                 │

└───────────────────────────────┴──────────────┴─────────────────┘

 

На
выходном коллекторе или на выходе каждой измерительной линии, а также на линии
ТПУ должны быть установлены манометр, преобразователь давления, термометр и
преобразователь температуры.

ПР
должны поверяться на месте эксплуатации с помощью стационарной ТПУ с пределом
допускаемой относительной погрешности +/- 0,09%, пропускная способность которой
должна соответствовать проектному диапазону расхода ПР.

При
отключении рабочего и при отсутствии резервного поточного ПП плотность нефти
определяют по лабораторному плотномеру или ареометру с пределом допускаемой
погрешности +/- 0,5 кг/куб. м.

УОИ
должно обеспечивать выполнение следующих функций:

-
вычисление объема нефти при рабочих условиях;

-
вычисление текущего значения плотности нефти при температуре и давлении в БИК;

-
приведение текущего значения плотности нефти к условиям измерения объема нефти;

-
вычисление массы брутто нефти;

-
вычисление среднесменного значения плотности нефти при условиях измерения
объема и нормальных условиях;

-
вычисление среднесменного значения температуры и давления;

-
ввод и изменение предельных значений параметров, указанных в проекте СИКН, в
свидетельстве о поверке СИ и техпаспорте.

УОИ
может выполнять следующие дополнительные функции:

-
приведение объема нефти к нормальным условиям;

-
приведение текущего значения плотности нефти к нормальным условиям;

-
автоматическая корректировка коэффициента преобразования ПР от изменения
расхода или расхода и вязкости;

-
автоматическое выполнение поверки ПР без нарушения процесса измерения
количества и показателей качества нефти;

-
контроль метрологических характеристик рабочих ПР по ТПУ или контрольному ПР;

-
сравнение показаний двух одновременно работающих преобразователей плотности и
выдача сигнала при превышении установленного предела;

-
автоматический контроль, индикация и сигнализация предельных значений
параметров нефти;

- расчет
массы нетто нефти при ручном вводе содержания воды, хлористых солей и
мехпримесей или при наличии анализаторов качества;

-
формирование отчетов, актов, паспортов качества нефти;

-
управление пробоотбором;

    - индикация  и  автоматическое  обновление 
на экране монитора

следующих   параметров:   массы,   объема,   расхода  
по   каждой

                                   f

измерительной   линии, 
параметра  --,  температуры,  давления  на

                                   ню

измерительных линиях и в
БИК, плотности и вязкости нефти.

6.1.2.
Основные требования к эксплуатации СИКН:

6.1.2.1.
В процессе эксплуатации СИКН должны контролироваться следующие параметры:

а)
расход нефти через измерительные линии. Расход нефти должен находиться в
пределах рабочего диапазона, указанного в свидетельстве о поверке ПР, с
отклонением не более +/- 2,5%;

б)
расход нефти через БИК. При отборе пробы нефти в БИК должно обеспечиваться
определенное соотношение расходов потока в трубопроводе в месте отбора и в
трубопроводе БИК. Контроль соотношения расходов осуществляется с использованием
расходомера, установленного в БИК.

Расход
нефти через пробозаборное устройство вычисляют в соответствии с Приложением В;

в)
давление нефти на выходном коллекторе. Давление нефти на выходе СИКН должно
обеспечивать бескавитационную работу турбинного ПР и должно быть не менее
значения, определенного по формуле:

 

                   P = 2,06 x P  + 2 x ДЕЛЬТА P,               (1)

                               н

 

    где:

    P - минимальное избыточное давление на
выходе СИКН, МПа;

    P 
- давление насыщенных паров, 
определенное в соответствии с

     н

ГОСТ 1756 при
максимальной температуре нефти в СИКН, МПа;

    ДЕЛЬТА P - перепад  давления 
на  турбинном  ПР, 
указанный  в

техническом паспорте на
данный тип, МПа.

    Пример

    Исходные данные для расчета:

    P 
= 500 мм рт. ст. = 0,067 МПа; ДЕЛЬТА P = 0,05 МПа.

     н

    Минимальное избыточное давление на выходе
СИКН составляет:

    P = 2,06 x 0,067 + 2 x 0,05 = 0,24 МПа;

    г) перепад давления на фильтрах.  Перепад давления на фильтрах

должен быть не более
значения, указанного в паспорте на данный тип

фильтра, или  не 
должен превышать 2ДЕЛЬТА P  
,  где ДЕЛЬТА P   -

                                           
ф                 ф

перепад давления на
фильтре на максимальном расходе, 
определенный

на месте эксплуатации
после чистки фильтра.

    Чистку фильтров проводят не реже одного
раза в  три  месяца  с

оформлением акта;

    д) вязкость нефти.  При отсутствии устройства по корректировке

коэффициента
преобразования турбинного  ПР  по 
вязкости  вязкость

нефти  не 
должна  отличаться  от 
значений вязкости,  при которых

проводилась поверка
турбинного ПР более чем на:

              -6

    +/- 2 x 10   кв. м/с - для турбинных ПР "Турбоквант",
"Норд";

              -6

    +/- 5 x 10   кв.  м/с - для
турбинных  ПР  "Ротоквант" 
Ду400,

Ду250, Ду200, Ду150,
МИГ-100, МИГ-150, Смит-150, Смит-200;

                 -6

    +/- 10 
x  10   кв.  м/с - для турбинных
ПР МИГ-200,  МИГ-250,

МИГ-400, Смит-250;

или
пределы, установленные при проведении испытаний для целей утверждения типа или
метрологической аттестации в условиях эксплуатации других типов ПР.

6.1.2.2.
Порядок учета нефти при нарушениях основных требований эксплуатации и отказах СИ
приведен в Приложении Г.

6.1.2.3.
Для поддержания СИКН в работоспособном состоянии осуществляют комплекс операций
в соответствии с РД 39-109-91.

6.1.3.
Основные требования к эксплуатации ПР:

При
эксплуатации ПР проходят поверку и контроль метрологических характеристик.

Во
время поверки или контроля метрологических характеристик рабочих ПР учет нефти
можно проводить по контрольной измерительной линии.

6.1.3.1.
Поверку ПР проводят на месте эксплуатации в комплекте с элементами
измерительных линий (струевыпрямителями, если они предусмотрены проектом,
прямыми участками) в рабочем диапазоне расходов, в котором они эксплуатируются
в СИКН.

Процесс
поверки ПР может быть проведен вручную или автоматически с автоматическим
оформлением протоколов поверки.

Коэффициент
преобразования ПР может быть введен в УОИ как вручную, так и автоматически
после поверки.

В
зависимости от способа реализации градуировочной характеристики в УОИ
коэффициент преобразования ПР представляют в виде:

-
постоянного значения во всем рабочем диапазоне расходов;

-
значений коэффициента преобразования в различных поддиапазонах расхода;

-
значений коэффициента преобразования в точках рабочего диапазона расходов.

6.1.3.2.
В межповерочном интервале проводят контроль метрологических характеристик ПР.

Контроль
метрологических характеристик ПР заключается в определении коэффициента
преобразования на месте эксплуатации при рабочих условиях в рабочем диапазоне
расходов и отклонения полученного значения коэффициента преобразования от
значения, установленного на вторичном приборе ПР или УОИ (хранящегося в памяти
УОИ).

Контроль
метрологических характеристик ПР проводят по ТПУ или контрольному ПР на месте
эксплуатации через межконтрольный интервал по следующей методике:

а)
методика контроля метрологических характеристик ПР:

определение
коэффициента преобразования рабочих ПР проводят по ТПУ при значениях расхода,
соответствующих минимальному и максимальному значениям коэффициента, полученных
при поверке в том случае, когда коэффициент преобразования установлен в виде
постоянного значения в рабочем диапазоне расходов.

Если
при поверке ПР коэффициент преобразования определялся в точках рабочего
диапазона расходов и его значения введены в память УОИ, контроль проводят не
менее чем в 3 точках, в которых проводилась поверка ПР.

Контроль
метрологических характеристик ПР проводят в средней точке расхода работы ПР за
межконтрольный интервал, если он используется в комплекте с УОИ, автоматически
устанавливающим коэффициент преобразования.

Определение
коэффициента преобразования проводят в соответствии с МИ 1974 с соблюдением
требований в части рабочих ПР, при этом проводят в каждой точке расхода не
менее 3 измерений.

Значение
коэффициента преобразования вычисляют до пяти значащих цифр.

С
целью уменьшения