В случае отказа средств измерений, не позволяющего осуществлять учет по СИКН, переход на резервную схему учета осуществляется согласно «Рекомендвций по определению массы нефти при учётных операциях с применением СИКН». За минимальное время, от момента отказа (или последнего зафиксированного значения количества нефти) до перехода на резервную схему учета, количество перекаченной нефти определяют расчетным путем.
Производят лабораторный анализ пробы нефти, отобранный автоматическим пробоотборником, и оформляют акт приема- сдачи нефти за период с момента составления предыдущего акта приема-сдачи нефти до момента отключения СИКН. Параметры потока (давление, температуру, плотность нефти) принимают равным средним значениям за последний отчетный период, значение расхода нефти при этом принимают равным зафиксированному значению за последние два часа при неизменном режиме перекачки п. 6.9. Р 50.2.04-2004 «Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов».
При отключениях СИКН составляют в 3-х экземплярах акт, которые хранятся у предприятий сдающей и принимающей сторон и в подрядной организации,осуществляющей техническое обслуживание СИКН, в течении 12 месяцев.
За время перехода на резервную схему учета, количество поступившей нефти не определяется ввиду остановки откачки.
Порядок учета нефти по резервной схеме:
Учет количества принятой и сданной нефти с использованием резервуаров осуществляется косвенным методом статических измерений согласно Инструкции по измерению количества и показателей качества нефти ОАО «АКИ-ОТЫР» при приеме-сдаче нефти на ПСП Батово по резервной схеме учета.
При измерениях косвенным методом статических измерений в мерах вместимости объем нефти определяют по градуировочной таблице, используя результат измерений уровня нефти в мере вместимости. Плотность нефти определяют в лаборатории по объединенной пробе нефти, отобранной из меры вместимости по ГОСТ 2517. Массу брутто нефти определяют как произведение объема нефти и плотности, приведенной к условиям измерений объема, или как произведение объема нефти и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям.
5. Обеспечение единства измерений и пломбирование средств измерений и оборудования СИКН
5.1 Наименование нормативных документов по поверке средств измерений, входящих в состав СИКН.
МИ 1973 – 95 ГСИ. Установки поверочные трубопоршневые 2-го разряда. Методика поверки трубопоршневой поверочной установкой 1-го разряда с компаратором.
МИ 2463-98 Массомеры «MICRO MOTION» фирмы «Fisher rosemount» методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки и поточного преобразователя плотности.
Преобразователь расхода массовый ELITE CMF-300. «Преобразователь расхода массовый» Методика поверки МР в автоматизированном режиме, утвержденная ВНИИР.
МИ 1997-89 ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки.
МИ 230-2395 (С -Петербург) Преобразователь плотности, модель SOLARTRON 7835. Методика поверки.
МИ 1031-85 ГСИ. Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ-0183, ТСМУ-0283. Методика поверки.
МИ 1974-95 ГСИ. Преобразователи расхода турбинные. Методика поверки.
МИ 2403-95 ГСИ. Преобразователи плотности вибрационные поточные SOLARTRON 7835. Методика поверки на месте эксплуатации.
МИ 2315-94 ГСИ. Вычислитель плотности модели 7945 фирмы "SOLARTRON». Методика поверки.
МИ 2587-2000 ГСИ. Комплекс измерительно-вычислительный «Omni 6000». Методика поверки.
МИ 1498-87 ГСИ. Влагомеры нефти диэлькометрические. Методика поверки.
.
5.2. Способ реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР
где fmax – значение частоты выходного сигнала массомера при максимальном расходе нефти через массомер, взятое из сертификата на массомер, Гц.
Qmax – максимальное значение массового расхода нефти через массомер, взятое из сертификата на массомер, т/час.
5.3 порядок ввода в СОИ коэффициентов преобразования ПР, постоянных и коэффициентов поточных преобразователей, ПУ
Для в вода коэффициентов преобразования массомеров в ИВК ИМС-03, необходимо, с уровнем доступа 3, войти в меню «конфигурирование».Далее в меню «Блок измерительных лини»..
.
Данный пункт меню позволяет настраивать соответствие между каналом УСО и данными по массомерам, расположения датчиков температуры и давления для измерительных линий, которые используются в расчетах Например, данные расхода по каждой линии можно настроить на любой из 8 каналов УСО. При нажатии на кнопку «Данные по массомерам» появится с данными по массомерам каждом линии. Необходимо выбрать номер линии, после чего в окне появятся данные по массомеру данной линии. При необходимости можно ввести данные по массомеру. После изменения данных, для того, чтобы они вступили в силу, надо нажать кнопку “Сохранить”.
Режимы работы массомеров:
· НеУчет - учет по данному массомеру не производится.
· Учет - массомер выбран как рабочий, учет производится.
Условные обозначения:
· Тип массомера - тип массомера.
· Заводской номер - заводской номер массомера.
· Тип эл. преобразователя - тип электронного преобразователя.
· Зав. номер - заводской номер электронного преобразователя.
· Qmax - максимальное значение расхода (100%), т/час.
· Fmax – частота при максимальном расходе, Гц.
· К - коэффициент преобразования массомера, имп/т.
Для ввода данных плотномера в ИВК ИМС-03, необходимо, с уровнем доступа 3, войти в меню «конфигурирование».Далее в меню «БИК».
При нажатии на кнопку «Коэффициенты плотномеров» появится окно, которое предоставляет возможность занесения всех необходимых для расчетов (согласно методике) коэффициентов плотномеров (для каждого в отдельности), взятых из паспорта (сертификата) на плотномер.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.