6.1.1. Контроль метрологических характеристик средств измерений производиться согласно п.п. 6.1.3.2 и 6.1.4.3 РД 153-39.4-042-99.
6.1.2.. Установление межконтрольного интервала ТПР.
Межконтрольный интервал – время между очередными актами контроля метрологических характеристик ТПР по ТПУ, устанавливается согласно РД 153-39.4-042-99 и оформляется графиком, утвержденным принимающей и сдающей сторонами.
Установление межконтрольного интервала выполняет организация, проводящая обслуживание СИКН, по согласованию со сдающей и принимающей сторонами.
По мере накопления статистических данных по результатам контроля метрологических характеристик ТПР проводится уточнение межконтрольного интервала.
6.1.3. При эксплуатации СИКН в нормальных условиях с целью предотвращения отклонения коэффициента преобразования ТПР за счет «раскрутки», производиться периодическое переключение рабочих и резервных ТПР. Интервал между переключениями ТПР определяется опытным путем, для чего в течении пяти дней выполняется ежесуточная проверка коэффициента ТПР по ТПУ и определяется период времени, в течении которого коэффициент измениться не более 0,15 %. Если остановкой и повторным включением нарастание коэффициента устраняется, то данный отрезок времени выбирается в качестве периода переключения ТПР.
Сличение ТПР по ТПУ, включаемых в работу циклично, производят после общей наработки равной межконтрольному интервалу, но не менее 2 раз в месяц.
Результаты контроля МХ ТПР выводятся на цифропечать в форме протокола с указанием полученного значения фактора-счетчика. Протокол подписывается представителями предприятий – Поставщика и Приемщика и хранится в папке «Контроль фактора-счетчика ТПР № __».
6.1.4. Если отклонение фактора-счетчика превышает ± 0,15% по контроля МХ ТПР, то необходимо произвести перерасчет массы нефти по данному ТПР за межконтрольный интервал.
Изменение учтенной массы нефти оформляется двухсторонним актом между Поставщиком и Покупателем
6.1.1.6. Контроль метрологических характеристик преобразователей плотности выполняют согласно пункта 6.1.4.3. РД153-39.4-042-99
Среднесменную плотность определяют в аналитической лаборатории по ГОСТ 3900-85 и МИ–2513 по среднесменной пробе, отобранной автоматическим пробоотборником. Полученное значение плотности приводят по температуре и по давлению к условиям ветви контроля качества, где установлен плотномер и сравнивают со среднесменной плотностью согласно РД 153-39,4-042-99. При отказе плотномеров - измерение плотности производят в лаборатории по среднесменной пробе, отобранной автоматическим пробоотборником. [SSE6] с последующим приведением по температуре и давлению к условиям измерительных линий СИКН. Вычисление массы брутто производят с учетом Кr. Время нахождения автоматического плотномера в ремонте не должно превышать 20 суток; для перерасчета плотности нефти по показаниям ареометра к условиям блока качества, к условиям измерительных линий, к температуре 20°С необходимо пользоваться таблицами перерасчета МИ 2153-91.
Определяют отклонение разности плотности D за смену от среднего значения Dср за первые 30 смен после поверки.
Должно выполняться условие:
|D-Dср| £ dл + d, (1)
где:
dл - погрешность средства измерения плотности, используемого в лаборатории, кг/м3;
d - погрешность плотномера из свидетельства о поверке, кг/м3.
При несоблюдении условия (1) в течение трех смен подряд, выясняется причина отклонения разности значений плотности и в случае метрологического отказа датчика плотности, он демонтируется, промывается и после установки в блоке измерения параметров качества контролируется по настоящей методике.
При получении отрицательных результатов в течение следующих двух смен датчик плотности подлежит поверке.
Вводят в эксплуатацию резервный датчик плотности, который в дальнейшем проверяют в соответствии с п.п. 6.14.1, 6.14.2.
Допускается контроль рабочего плотномера по резервному с периодичностью не менее одного раза в 7 дней.
6.2. Порядок действий операторов по поддержанию расхода через работающие измерительные линии в пределах рабочего диапазона.
6.2.1. Товарные операторы «Поставщика» и «Приемщика» обязаны
знать настоящую инструкцию и руководствоваться ей в работе.
6.2.2. Следить за режимом работы оборудования СИКН.
6.2.3. Принимать меры по обеспечению учета нефти при возникновении отказов оборудования.
6.2.4. Вести контроль расхода на рабочих измерительных линий.
6.2.5. При выходе работы ТПР из рабочего диапазона принимать оперативные меры по определению причины сбоя и включения в работу резервного оборудования.
6.2.6. Не допускать производство работ в БИЛ, ТПУ, БКК и вторичной аппаратуре операторной без письменного разрешения диспетчера «Поставщика».
6.2.7. Обеспечивать контроль и сохранность всех пломб и клейм на оборудовании и вторичной аппаратуре СИКН.
6.3. Порядок действий операторов по поддержанию давления на выходе СИКН в пределах нормируемого значения.
6.3.1. Оператор технологических установок НПС обязан принимать все меры по поддержанию технологии и режима перекачки, согласно настоящей Инструкции:
6.3.2. Оперативно решать все вопросы, связанные с обеспечением достоверности учета нефти (мобилизации всего сменного персонала на устранение дефектов, вызов руководства НПС, специалистов НПС, уведомление об отказах руководства ПСП, НПС, диспетчеров «Поставщика» и «Приемщика»).
6.3.3. Разрешать работы в БИЛ, ТПУ, БКК и операторной только по телефонограмме «Поставщика» и оформления наряда – допуска.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.