интенсивности эксплуатации ТПУ допускается проводить контроль
характеристик рабочих ПР по контрольному, предварительно определив его
коэффициент преобразования в требуемых точках расхода по ТПУ по результатам 5
измерений в каждой точке расхода. Среднеквадратичное отклонение результатов 5
последовательных измерений должно быть не более 0,02%.

Для
многониточных СИКН (3 и более ПР) предварительное определение коэффициента
преобразования контрольного ПР по ТПУ проводят с каждым из рабочих ПР.

Методика
контроля метрологических характеристик рабочих ПР по контрольному приведена в
Приложении Д, раздел Д. 1.

Методика
контроля метрологических характеристик рабочих ПР для СИКН поставки Японии
приведена в Приложении Д, раздел Д. 2.

    Среднее значение коэффициента  преобразования  рабочего  ПР  в

j-той  точке 
рабочего  диапазона расходов при
контроле по ТПУ K

                                                                jк

определяют по МИ 1974.

    Отклонение полученного   при 
контроле  значения  коэффициента

преобразования в рабочем
диапазоне расходов вычисляют по формуле:

 

                             K   - K

                              jк    д

                   ДЕЛЬТА  = --------- x 100%,                 (2)

                         д       K

                                  д

 

    где 
K   -  значение  коэффициента  преобразования  в  рабочем

          д

диапазоне расходов,
определенное при поверке, имп./куб. м.

    Отклонение полученного  при 
контроле  значения   коэффициента

преобразования в j-той
точке рабочего диапазона расходов вычисляют

по формуле:

 

                              K   - K

                               jк    j

                    ДЕЛЬТА  = -------- x 100%,                 (3)

                          j      K

                                  j

    где K 
- значение коэффициента преобразования 
в  j-той  точке

         j

рабочего диапазона
расходов,  определенное при
поверке,  имп./куб.

м.

    Отклонение коэффициента   преобразования,   определенное    по

формулам (2) и (3), не
должно превышать +/- 0,15%.

    Для УОИ   
с    автоматической     установкой     коэффициента

преобразования  ПР 
при контроле в объеме поверки и при ДЕЛЬТА  <=

                                                              j

+/- 0,15%  новый коэффициент преобразования
автоматически вводится

в память УОИ.

    Если при 
поверке  турбинный  ПР 
допущен   к   применению   с

фактическим значением
погрешности ДЕЛЬТА  > 0,15% и если
суммарная

                                        о

погрешность  измерения  
массы   нефти   в  
целом   соответствует

требованиям  ГОСТ 
26976,  допускается проводить
контроль в объеме

поверки с определением
фактической погрешности по МИ 1974.

В
этом случае отклонение коэффициента преобразования и фактическая погрешность,
определенная при контроле, не должны превышать значения погрешности,
определенной при поверке.

Если
отклонение коэффициента преобразования превышает допустимый предел, необходимо
выяснить причину (исключая демонтаж и разборку ПР), могущую повлечь за собой
отклонение коэффициента преобразования ПР, и произвести повторный контроль
метрологических характеристик ПР. Если результаты повторного контроля
отрицательны, ПР демонтируют, проводят ремонт и поверку.

Если
после поверки отклонение коэффициента преобразования при контроле вновь
превысило допустимый предел, необходимо выяснить причину и изменить
межконтрольный интервал в сторону уменьшения;

б)
установление межконтрольного интервала ПР:

для
каждой вновь вводимой СИКН, а также после реконструкции с заменой ПР определяют
межконтрольный интервал ПР. Межконтрольный интервал определяют также после
ремонта ПР.

Межконтрольный
интервал в зависимости от интенсивности эксплуатации ПР рекомендуется
устанавливать либо в часах наработки, либо в календарном времени (в днях или
месяцах) по результатам контроля коэффициента преобразования по ТПУ.

При
непрерывной работе ПР проводят контроль значения коэффициента преобразования в
течение 30 дней с интервалом 5 дней и устанавливают межконтрольный интервал 5,
10, 15, 20, 25, 30 дней.

Например,
если через 15 дней отклонение значения коэффициента преобразования не превышало
допустимый предел, а через 20 дней превысило, межконтрольный интервал
устанавливают через 15 дней.

Если
при установлении межконтрольного интервала наблюдается уход коэффициента
преобразования за счет "раскрутки", в этом случае устанавливают
интервал между переключениями измерительных линий или интервал стабильной
работы ПР. При достижении установленного предела рабочий ПР отключают, а вместо
него включают резервный. После отключения ПР, отработавшего свой предел,
контроль не проводят. Контроль проводят 1 раз в 30 дней фактической наработки.

Межконтрольный
интервал допускается устанавливать по результатам статистических данных.

Если
до введения настоящей Инструкции межконтрольный интервал установлен, он может
быть уточнен.

Контроль
ПР, находящихся в резерве и длительное время не проходящих контроль, проводят
только перед вводом их в эксплуатацию.

Величину
межконтрольного интервала вносят в формуляр СИКН.

Установление
межконтрольного интервала выполняет организация, проводящая обслуживание СИКН,
согласовав с представителями сдающей и принимающей сторон.

6.1.4.
Основные требования к эксплуатации поточных ПП

6.1.4.1.
Поверка поточных ПП

Поверку
поточных ПП проводят по измерительному комплекту металлических напорных
пикнометров или по эталонному плотномеру.

Поверку
поточных ПП проводят в лаборатории или на месте эксплуатации. Поверку поточных ПП
на месте эксплуатации допускается проводить, если изменение плотности нефти в
течение года не превышает 100 кг/куб. м.

После
очередной поверки ПП в лаборатории перед его установкой на место эксплуатации
выполняют контроль метрологической характеристики по воздушной точке.

Для
этого в БИК или другом приспособленном помещении подают на ПП питание,
подключают его к измерительной линии плотности и проводят отсчет выходного
сигнала при температуре (20 +/- 5) град. C.

Период
колебаний выходного сигнала должен соответствовать периоду колебаний,
указанному в сертификате (поверка воздухом), с отклонением не более:

+/-
0,2 мкс для ПП NT 1762;

+/-
0,06 мкс для ПП 7830, 7835.

Если
отклонение периода колебаний выходного сигнала превышает указанные пределы, ПП
подлежит градуировке с последующей поверкой.

6.1.4.2.
Градуировка поточных ПП

Если
погрешность ПП при поверке или контроле превышает установленные пределы, он
подлежит градуировке с последующей поверкой.

Градуировку
ПП проводят по измерительному комплекту пикнометров или по эталонному
плотномеру в лаборатории или на месте эксплуатации по МИ 2326, приложение 4,
или другим действующим методикам.

Градуировку
поточных ПП допускается проводить на месте эксплуатации, если изменение
плотности нефти в течение года не превышает 100 кг/куб. м.

6.1.4.3.
Контроль поточных ПП

Контроль
ПП проводят один раз в 10 дней методом сличения показаний рабочего ПП с
результатами измерения плотности нефти эталонным плотномером в рабочих условиях
при рабочем значении плотности или с показаниями резервного ПП.

Резервный
ПП должен быть чистым и нефть через него должна проходить только при сличении.

Должно
выполняться условие:

 

               │ро   - ро │ <= ДЕЛЬТА   + ДЕЛЬТА ,             (4)

                  пл     о           пл         о

 

    где:

    ро  
-  значение  плотности 
нефти,  измеренное  рабочим  
ПП,

      пл

кг/куб. м;

    ро 
-   значение   плотности  
нефти,   измеренное   эталонным

      о

плотномером или
резервным ПП, кг/куб. м;

    ДЕЛЬТА    - предел
допускаемой абсолютной погрешности рабочего

          пл

ПП, кг/куб. м;

    ДЕЛЬТА 
- предел допускаемой абсолютной погрешности эталонного

          о

плотномера или
резервного ПП, кг/куб. м.

    Для УОИ "Солартрон"  LT 
3065  регистрируют  период 
колебаний

выходного  сигнала 
ПП.  Значение  плотности вычисляют по формуле,

приведенной в
сертификате на ПП.

    При отсутствии  эталонного 
плотномера  или  до оснащения СИКН

резервным ПП контроль рабочих
ПП проводят по результатам измерения

плотности нефти
аналитической лабораторией.

    Не реже 
одного  раза в 10 дней показания
ПП ро   сравнивают с

                                                  
пл

результатами измерения
плотности нефти ареометром или лабораторным

плотномером и вычисляют
разность плотностей ДЕЛЬТА    , кг/куб.
м,

                                                 
ро к

по формуле:

 

                     ДЕЛЬТА     = ро  
- ро  ,                 (5)

                           ро к     пл     лк

 

    где ро  
- значение плотности нефти, измеренное ареометром или

          лк

лабораторным
плотномером  в  пробе,  отобранной в
момент измерения

ро  , с учетом систематической погрешности
метода из свидетельства

  пл

о метрологической аттестации
МВИ плотности, приведенное к условиям

в БИК согласно МИ 2153,
кг/куб. м.

    Должно выполняться условие:

 

                │ДЕЛЬТА    │<= ДЕЛЬТА   + ДЕЛЬТА,              (6)

                       ро к          пл

 

    где ДЕЛЬТА - погрешность метода измерения
плотности ареометром

или лабораторным
плотномером из  свидетельства  о 
метрологической

аттестации МВИ плотности
согласно МИ 2153, кг/куб. м.

    До проведения оценки  погрешности 
метода  согласно  МИ 
2153,

приложение 4,
допускается проводить контроль ПП следующим образом.

               ________

    Определяют ДЕЛЬТА   по формуле:

                     ро

 

                  ________   1   
30

                  ДЕЛЬТА   = -- x SUM ДЕЛЬТА   ;               (7)

                        ро  
30   i=1       роi

 

                    ДЕЛЬТА    = ро   
- ро  ,                  (8)

                          роi     плi    
лi

 

    где:

    ________

    ДЕЛЬТА  
-  среднее значение разностей
ДЕЛЬТА     за первые 30

          ро                                     роi

смен после поверки
ПП,  проверенных на анормальность,  кг/куб. 
м.

При   обнаружении   резко   выделяющихся   измерений 
их  заменяют

результатами
дополнительных измерений;

    ро   
- значение плотности нефти, измеренное рабочим ПП в i-ую

      плi

смену за первые 30 смен
после поверки, кг/куб. м;

    ро  
-  значение  плотности 
нефти,  измеренное ареометром или

      лi

лабораторным плотномером
в пробе,  отобранной в  момент 
измерения

ро   , приведенное к условиям в БИК, кг/куб. м.

  плi

    Не реже одного раза в 10 дней показания
рабочего ПП сравнивают

с   плотностью   нефти,  измеренной  ареометром 
или  лабораторным

плотномером,  и вычисляют разность плотностей ДЕЛЬТА  , кг/куб. м,

                                                    ро

по формуле:

 

                      ДЕЛЬТА   = ро  
- ро ,                   (9)

                            ро     пл    
л

 

    где ро 
- значение плотности нефти, 
измеренное ареометром или

          л

лабораторным
плотномером  в  пробе,  отобранной в
момент измерения

ро  , приведенное к условиям в БИК, кг/куб. м.

  пл

    Должно выполняться условие:

 

                      ________

          │ДЕЛЬТА   - ДЕЛЬТА 
│<= ДЕЛЬТА   + ДЕЛЬТА  ,       
(10)

                 ро        
ро          пл         ар

 

    где ДЕЛЬТА    -  предел   допускаемой  погрешности   ареометра

              ар

(+/- 0,5 кг/куб. м) или
лабораторного плотномера, кг/куб. м (берут

из свидетельства о
поверке).

Если
условие (6) или (10) не выполняется, выясняют причину отклонения: ошибки
измерений, несоблюдение условий контроля, неучтенные факторы и т.д.

При
несоблюдении условия в течение трех смен подряд и в случае метрологического
отказа ПП демонтируют, промывают, снова устанавливают в БИК и контролируют по
настоящей методике. При получении отрицательных результатов в течение двух
дополнительных смен ПП подлежит внеочередной поверке.

Допускается
изменение периодичности контроля по договоренности принимающей и сдающей
сторон.

Для
наглядности представления контроля метрологических характеристик ПП и для
реализации возможности диагностики метрологических отказов рекомендуется
вышеуказанные измерения заносить и сохранять в компьютере и индицировать на
экране монитора в виде графиков.

6.1.5.
Определение массы брутто нефти при отключении ПП

    Массу брутто   нефти   (М  ), 
т,  при  отключении  ПП  и 
при

                             бр

отсутствии резервного ПП
вычисляют по формуле:

 

                                          -3

                    М   = V x ро      x 10  ,                 (11)

                     бр         ар.л.

 

    где:

    V - объем нефти, прошедшей через СИКН,
куб. м;

    ро     
-   плотность   нефти,  
измеренная   ареометром   или

      ар.л.

лабораторным
плотномером,  с  учетом 
систематической  погрешности

метода,  приведенная 
к условиям измерения объема или к нормальным