---

Ж.1 Состав СИКН

В составе СИКН должны быть блоки, указанные в Е.1 (приложение Е).

Ж.2 Состав блока измерительных линий

Блок измерительных линий состоит из входного и выходного коллекторов и нескольких измерительных линий (далее — ИЛ): рабочих и резервных. Если на СИКН предусмотрен контроль метрологических характеристик рабо­чих и резервных массомеров по контрольному массомеру, в состав БИЛ дополнительно включают контрольную измерительную линию.

В состав каждой измерительной линий должны входить следующие средства измерений и оборудование:

• массовые счетчики-расходомеры с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,25 % для рабочих и резервных ИЛ и не более ± 0,20 % для контрольной ИЛ;

• преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,2 %;

• манометр с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,6 %;

• термометр стеклянный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.

В состав ИЛ допускается включать дополнительные средства измерений и оборудование (фильтры, преоб­разователи температуры, датчики перепада давления и др.).

На выходном коллекторе БИЛ устанавливают преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.

Ж.З Состав блока измерений показателей качества нефти

В состав БИК должны входить следующие средства измерений и оборудование:

• преобразователи плотности поточные с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,36 кг/м³ (рабочий и резервный);

• преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;

• преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,2 %;

• манометр с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,6 %;

• термометр стеклянный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;

• автоматические пробоотборники (основной и резервный);

• ручной пробоотборник;

• преобразователь расхода с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 5,0 %;

• преобразователь влагосодержания поточный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,1 %.

Допускается включать в состав БИК дополнительные средства измерений и оборудование (солемер, преоб­разователь серосодержания поточный и др.).

По согласованию участников приемо-сдаточных операций на данном ПСП допускается не включать поточ­ные преобразователи плотности в состав БИК.

Ж.4 Состав блока поверочной установки

В состав БПУ входят следующие средства измерений и оборудование:

• трубопоршневая поверочная установка или эталонный массомер с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,10 %;

• преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С, на входе и выходе ТПУ;

• преобразователь давления с пределами приведенной погрешности ± 0,2 % на входе и выходе ТПУ;

• манометр с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,6 %;

• термометр стеклянный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;

• поточный преобразователь плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,36 кг/м³ (допускается не включать в состав БПУ, если ПП установлен в БИК).

Ж.5 Система обработки информации

СОИ должна соответствовать требованиям Е.5 (приложение Е).

Приложение И
(рекомендуемое)

Требования к средствам измерений и оборудованию при измерениях массы нефти с помощью
резервуаров косвенным методом статических измерений

При выполнении измерений массы брутто нефти применяют следующие средства измерений и другие техни­ческие средства.

И.1 Меры вместимости

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические или железобетонные вертикальные цилиндрические, с теплоизоляцией и без теплоизоляции, с понтоном или плавающим покрытием или со стационарной крышей (далее — резервуары), вместимостью от 100 до 100000 м³, с относительной погрешностью определения вмести­мости:

при геометрическом методе поверки:

± 0,2 % — для резервуаров номинальной вместимостью от 100 до 3000 м³;

±0,15% » » » » 4000 м³;

± 0,1 % » » » » от 5000 до 100000 м³;

при объемном методе поверки — ± 0,2 %.

И.2 Средства измерений уровня нефти и подтоварной воды

Рулетка измерительная слотом с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 3 мм.

Уровнемеры радарные, ультразвуковые, магнитострикционные, поплавковые или лазерные с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 3 мм.

Переносной электронный измеритель уровня (электронная рулетка) с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 3 мм.

И.З Средства измерений температуры нефти

Термометры ртутные стеклянные с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С, используемые для определения температуры нефти в резервуаре.

Термометры цифровые с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С, используемые для определения температуры нефти в резервуаре.

Переносной погружной электронный термометр с разрешающей способностью 0,1 °С и пределами допускае­мой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С, используемый для определения температуры нефти в резервуаре.

И.4 Средства измерений плотности нефти

СИ и технические средства, используемые для определения плотности нефти лабораторными методами.

Преобразователи плотности стационарные с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 кг/м³.

И.5 Система обработки информации

Система обработки информации в составе измерительных систем с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 %.

Программные комплексы для расчета массы нефти в резервуаре по результатам измерений.

Обработку результатов измерений допускается выполнять вручную.

Приложение К
(рекомендуемое)

Методика измерений уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре

К.1 Измерение уровня нефти

Проверяют базовую высоту (высотный трафарет) резервуара как расстояние по вертикали между днищем резервуара в точке касания лота рулетки и риской планки измерительного люка. Полученный результат сравнивают с базовой высотой, указанной в градуировочной таблице резервуара или в последнем акте ее ежегодного измере­ния и нанесенной на трафарете.

Если измеренное значение базовой высоты отличается от значения нанесенного на трафарете более чем на 0,1 %, выявляют причину изменения базовой высоты и устраняют ее. На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, измерения уровня нефти проводят по высоте пустоты резервуара.

Измерения уровня нефти по высоте пустоты резервуара проводят в следующей последовательности:

• опускают рулетку с лотом ниже уровня нефти. Первый отсчет (верхний) по рулетке проводят на уровне рис­ки планки измерительного люка. Затем рулетку слотом поднимают строго вверх без смещения в стороны и проводят второй отсчет (нижний) по линии смачивания с точностью до 1 мм;

• определяют высоту пустоты как разность верхнего и нижнего отсчетов;

• определяют уровень нефти в резервуаре как разность значения базовой высоты (высотного трафарета) данного резервуара и полученного значения высоты пустоты резервуара.

Если измеренное значение базовой высоты совпадает со значением, нанесенным на трафарете или отличает­ся от него менее чем на 0,1 %, измерения уровня нефти в резервуаре проводят в следующей последовательности:

• опускают ленту рулетки слотом медленно до касания лотом днища или опорной плиты, не допуская откло­нения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование резервуара, не допуская волн на поверхности нефти и ударов о днище резервуара. Лента рулетки должна находиться все время в натянутом состоя­нии, а место касания лота о днище резервуара должно быть горизонтальным и жестким;

• поднимают ленту рулетки строго вертикально, недопуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания;

• показания рулетки отсчитывают с точностью до 1 мм сразу после появления смоченной части над измери­тельным люком.

Измерения уровня нефти в резервуаре (высоты пустоты) проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение. Если полученное расхождение измерений более 1 мм, измерения повторяют дважды и берут среднее по трем наи­более близким измерениям с округлением до 1 мм.

Ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо.

К.2 Измерение уровня подтоварной воды

Уровень подтоварной воды измеряют с помощью уровнемера или электронной рулетки в соответствии с экс­плуатационной документацией на уровнемер или электронную рулетку, или с помощью рулетки с лотом с примене­нием водочувствительной ленты или пасты.

Уровень подтоварной воды с помощью рулетки слотом с применением водочувствительной ленты или пасты измеряют в следующей последовательности.

Водочувствительнуюленту в натянутом виде прикрепляют клоту рулетки с двух проти воположныхсторон.

Водочувствительную пасту тонким слоем наносят на поверхность лота рулетки с двух противоположных сто­рон.

Рулетку опускают в резервуар до касания лотом днища.

Для резкого выделения грани между слоями воды и нефти рулетку выдерживают неподвижно в резервуаре в течение времени, рекомендуемого инструкцией по применению водочувствительной ленты или пасты. Отсчет уровня подтоварной воды проводят с точностью до 1 мм.

Если межслойный уровень на ленте или пасте обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, то измерение следует повторить, нанеся новый слой пасты или прикрепив новую ленту.

Наличие размытой границы раздела «вода-нефть» свидетельствуете наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае необходимо повторить измерение после отстоя и расслоения эмульсии.

Приложение Л
(справочное)

Расчет поправки объема нефти, вытесненного понтоном или плавающим покрытием,
в зависимости от плотности нефти

Поправку на изменение объема нефти ДУ, вытесненного понтоном или плавающим покрытием, в зависимос­ти от плотности нефти определяют по формуле

Д/ = Мпонт _ Мпонт (Л. 1)

Pfv Рпов

где М_понт — масса понтона (плавающего покрытия) по протоколу поверки (градуировки) резервуара, кг;

р, — плотность нефти при температуре измерения объема рассчитывают по МИ 2632 [5] или МИ 2153 [4], кг/м³;

р_пов — плотность жидкости, использованная при поверке (градуировке) резервуара для расчета объема жид­кости, вытесненной понтоном или плавающим покрытием, по протоколу поверки (градуировки) резер­вуара, кг/м³.

Поправку АУ используют при определении объема нефти в резервуаре при температуре его измерения по формуле

У*=У+АУ, (Л.2)

где У* — объем нефти в резервуаре при температуре его измерения с учетом поправки на изменение объема нефти, вытесненного понтоном или плавающим покрытием, в зависимости от плотности нефти, м³;

У— объем нефти, рассчитанный по формуле (10), м³;

АУ— поправка на изменение объема нефти, вытесненного понтоном или плавающим покрытием, в зависи­мости от плотности нефти, рассчитанная по формуле (Л.1), м³.

Приложение М
(рекомендуемое)

Требования к средствам измерений и оборудованию при измерениях массы нефти
в железнодорожных цистернах

М.1 Косвенный метод статических измерений

При выполнении измерений косвенным методом статических измерений применяют следующие средства измерений и оборудование:

• железнодорожные цистерны, прошедшие государственные испытания с целью утверждения типа и пове­ренные в соответствии с ПМГ 65 [6];

• метрошток с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 2 мм;

• термометры ртутные стеклянные по ГОСТ 28498 или ГОСТ 400 с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С, или переносной погружной электронный термометр с пределами допускаемой абсо­лютной погрешности не более ± 0,2 °С;

• водочувствительную ленту или пасту для определения уровня подтоварной воды;

• СИ и технические средства, используемые для определения плотности нефти.

• .2 При выполнении измерений прямым методом статических измерений взвешиванием на весах расцеп­ленных цистерн применяют:

• железнодорожные цистерны;

• весы для статического взвешивания по ГОСТ 29329.

М.З При выполнении измерений прямым методом статических измерений взвешиванием на весах в движе­нии цистерн без расцепки и составов из них применяют:

• железнодорожные цистерны;

- весы для взвешивания транспортных средств в движении по ГОСТ 30414.

Приложение Н
(рекомендуемое)

Методика измерений уровня нефти и подтоварной воды в железнодорожных цистернах

Н.1 Измерение уровня нефти в железнодорожных цистернах

Уровень нефти в цистерне измеряют с помощью метроштока через люк колпака котла цистерны в двух проти­воположных точках люка по продольной оси цистерны. Метрошток опускают до дна котла вертикально и следят, чтобы он не попадал в углубление для нижних сливных приборов.

Показания по метроштоку отсчитывают по линии смачивания с точностью до 1 мм. При получении расхожде­ний между результатами измерений в двух противоположных точках люка более 1 мм измерения повторяют до совпадения двух последовательных результатов в каждой точке.