Регламент ведения товарно-коммерческих операций в ОАО «АК «Транснефть», страница 9

·  канал измерений температуры нефти;

·  канал измерений уровня подтоварной воды;

·  канал измерений плотности;

·  вторичная электронная вычислительная аппаратура;

·  канал измерений температуры стенки резервуара, либо расчет этого параметра в БОИ (если предусмотрено проектом).

            Все средства измерений должны быть обеспечены средствами их поверки в процессе эксплуатации и иметь соответствующие действующие свидетельства.

            Погрешность определения массы «нетто» нефти на основе исходных данных – автоматического измерения уровня, автоматического измерения уровня подтоварной воды, средней температуры нефти, ручного ввода параметров плотности и содержания балласта (по результатам лабораторного анализа), а также, градуировочной таблицы резервуара – должна соответствовать допускаемым пределам, установленным действующими нормативными документами.

            Системы должны быть обеспечены средствами поверки в соответствии с требованиями нормативных документов к эталонному оборудованию.

            5.2.3. Аналитические лаборатории.

            Аналитические лаборатории служат для определения физико-химических показателей нефти при проведении операций по приему-сдаче или отпуску нефти.

            Лаборатории должны соответствовать требованиям РД 39-0147103-354-89 «Типовое положение о лаборатории, производящей анализы нефти при приемо-сдаточных операциях».

            Лаборатории должны быть оснащены средствами измерений, лабораторными анализаторами, прошедшими испытания и имеющими сертификат об утверждении типа, обеспеченными средствами и методами поверки и имеющими погрешность измерений, не превышающую значений, установленных в нормативной документации, оснащены государственными стандартными образцами для контроля погрешностей измерений.

            Оснащение лаборатории должно обеспечивать определение показателей качества в соответствии с ГОСТ 9965 и ТУ 39-1623 и технологических показателей (вязкости и температуры текучести нефти – по требованию сторон).

            Измерения показателей качества нефти определенных ГОСТ 9965 и ТУ 39-1623, осуществляются в соответствии с аттестованными в установленном порядке методиками.

            Аналитические лаборатории на ПСП должны быть аккредитованы Госстандартом России.

            5.2.4. Емкости технологические.

            Емкости должны иметь градуировочные таблицы. Расчетом должны быть оценены исходные данные о годовом использовании емкостей по расходованию из них нефти и установлены коэффициенты их использования. На основании полученных данных должен быть произведен выбор оптимального метода и средств измерений количества нефти в емкостях.

            При динамическом методе измерений для учета нефти на потоке емкости должны быть оснащены:

§  первичными измерительными преобразователями (расходомеры, массомеры);

·  вторичной электронной аппаратурой.

            При статическом методе измерений для учета нефти должны применяться:

·  первичные измерительные (уровень, температура, плотность) и передающие преобразователи;

·  каналы передачи информации;

·  вторичная электронная вычислительная аппаратура.

            5.2.5. Трубопроводы технологические и магистральные.

            Технологические трубопроводы НПС, ПСП и нефтебаз, магистральные трубопроводы должны иметь градуировочные таблицы. Таблицы утверждает главный инженер РНУ.

            Магистральные трубопроводы должны быть оснащены системами для оперативного измерения количества перекачиваемой нефти на потоке или системами обнаружения утечек транспортируемой нефти между НПС.

            Требования к данным системам по составу должны соответствовать пункту 5.2.1. настоящего регламента в случае их применения на границах магистральных нефтепроводов между двумя ОАО МН, а также на НПС, где происходит перераспределение грузопотоков между магистральными нефтепроводами, без оснащения эталонным оборудованием (ТПУ и далее).