Утверждаю
Первый заместитель Министра
нефтяной промышленности
В.И.КРЕМНЕВ
Срок введения установлен
с 1 января 1982 года
ПРАВИЛА
ВВОДА В ПРОМЫШЛЕННУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ
СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ
РД 39-5-649-81
Приказом Министерства нефтяной
промышленности N 106 от 24 декабря 1981 г. срок введения установлен с
01.01.1982.
Настоящий документ разработан:
Управлением по автоматизации МНП;
Управлением нефтегаздобычи
МНП;
Техническим управлением МНП;
СПКБ объединения "Союзнефтеавтоматика";
ВНИИОЭНГ;
Главным управлением по транспорту нефти;
Институтом "Гипротрубопровод";
Согласовано:
Начальник управления нефтегаздобычи
В.В. Гнатченко;
Начальник управления по автоматизации
В.А. Малецкий;
Начальник технического управления Ю.Н. Байдиков;
Начальник Главтранснефти
В.Д. Черняев;
Начальник объединения "Союзнефтеавтоматика" Ф.Р. Сейль;
Разработан впервые.
АННОТАЦИЯ
Руководящий документ "Правила ввода
в промышленную эксплуатацию систем измерения количеств нефти" разработан
рабочей группой, созданной по указанию N 359 от 16.10.1981 Первого заместителя
Министра Игревокого В.И. в соответствии с
Постановлением Совета Министров СССР N 105 от 23.01.1981 и Приказами Миннефтепрома N 124 от 18.02.1981 и N 511 от 29.09.1981.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Данный руководящий документ
распространяется на системы измерения количества нефти с применением турбинных
преобразователей.
1.2. Приемка в промышленную эксплуатацию
законченных строительством систем измерения количества нефти осуществляется в
соответствии с Приказом Миннефтепрома N 124 от
18.02.1981 и данным руководящим документом.
1.3. При приемке в промышленную
эксплуатацию систем измерения количества нефти необходимо соблюдать правила
части III СНиП "Правила производства и приемки работ".
1.4. Приемка в промышленную эксплуатацию
законченных строительством систем измерения количества нефти производится
рабочими и государственными комиссиями.
2. РАБОЧАЯ
КОМИССИЯ, ЕЕ ОБЯЗАННОСТИ
2.1. Рабочая комиссия назначается
приказом руководителя организации-заказчика (владельца системы измерения
количества нефти).
2.2. Рабочая комиссия создается не
позднее чем в пятидневный срок после получения письменного извещения подрядчика
о готовности системы измерения количества нефти к приемке.
2.3. В состав рабочей комиссии входят
представители: заказчика - председатель комиссии, генерального подрядчика,
субподрядных организаций, проектной организации, технической инспекции
профсоюзов, профсоюзной организации заказчика, органа государственного санитарного
надзора, органа государственного пожарного надзора, ведомственных
метрологических служб, поставщика и потребителя нефти и, по решению заказчика,
других представителей заинтересованных организаций.
2.4. Рабочая комиссия до предъявления
заказчиком государственной комиссии к приемке в эксплуатацию системы измерения
количества нефти обязана:
2.4.1. Проверить соответствие выполненных
строительно-монтажных работ и установленного оборудования проектно-сметной
документации стандартам, строительным нормам и правилам производства работ;
2.4.2. Произвести проверку качества
выполненных строительно-монтажных, наладочных работ и дать им оценку;
2.4.3. Произвести проверку данных о
проведении индивидуальных опробований и испытаний смонтированного оборудования,
арматуры и принять их в комплексное опробование;
комплексное опробование проводится в
соответствии с III частью СНиП о порядке производства и приемки пусконаладочных
работ и комплексного опробования оборудования.
2.4.4. Дать заключение по результатам
произведенного заказчиком комплексного опробования оборудования, приборов и
арматуры, вынести решение о готовности системы измерения количества нефти к
эксплуатации и принять ее для предъявления государственной приемочной комиссии;
2.4.5. Проверить обеспеченность
эксплуатирующего предприятия средствами поверки (аттестации) средств измерений,
входящих в состав системы измерения количества нефти;
2.4.6. Проверить наличие и обеспеченность
оборудованием аналитических лабораторий, обученным персоналом и приборами в соответствии
с РД 50-194-80 для проведения анализов;
2.4.7. Проверить готовность системы
измерения количества нефти, предъявляемой государственной приемочной комиссии,
к вводу в эксплуатацию, в том числе обеспеченность предприятия эксплуатационным
персоналом, технической документацией, энергоресурсами, вспомогательными
материалами, обменным фондом средств измерения, образцовыми средствами
измерения, наличие договора или структурного подразделения по техническому
обслуживанию, наличие резервного способа измерения расхода нефти.
2.4.8. Подготовить сводное заключение о готовности объекта в целом к приемке его в промышленную
эксплуатацию государственной приемочной комиссией по результатам
эксплуатации в течение 15 суток, которая проводится эксплуатирующей организацией
с привлечением подрядных организаций;
По результатам эксплуатации составляются
акты приемки по формам прил. 1 и 2 СНиП III-3-76 и заключение о соответствии параметров фактического технологического режима работы системы
измерения количества нефти проектным данным;
2.4.9. Ведомственные метрологические
службы в рабочей комиссии руководствуются действующими нормативно-техническими
документами на методы и средства поверки и аттестации (перечень НТД - раздел
4).
3. ГОСУДАРСТВЕННАЯ
ПРИЕМОЧНАЯ КОМИССИЯ, ЕЕ ОБЯЗАННОСТИ
3.1. Назначение государственной
приемочной комиссии по приемке в эксплуатацию систем измерения количества нефти
производится не позднее чем за три месяца до
установленного срока ввода в эксплуатацию.
3.2. Государственная приемочная комиссия
назначается приказом Главтранснефти, Главтюменнефтегазом или нефтегазодобывающим объединением в
зависимости от принадлежности системы измерения количества нефти.
3.3. В состав государственной приемочной
комиссии включаются: представители заказчика, эксплуатирующей организации,
поставщиков и получателей нефти, подрядчиков генерального проектировщика,
органов государственного санитарного надзора, органов государственного
пожарного надзора, органов Госстандарта и финансирующего банка.
3.4. Председателем государственной
приемочной комиссии является руководящий работник организации, назначившей эту
комиссию, или руководящий работник предприятия (учреждения, организации),
непосредственно подчиненного этой организации.
3.5. Государственная комиссия в своей
работе руководствуется Приказом Миннефтепрома N 134
от 18.02.1981 "О приемке в эксплуатацию законченных строительством
объектов" и настоящими Правилами.
4. ПЕРЕЧЕНЬ
ПРИЛОЖЕНИЙ
4.1. Документы, предъявляемые рабочей
приемочной комиссии генеральным подрядчиком (заказчиком):
акт приемки оборудования;
акт испытаний запорной арматуры;
акт готовности объекта строительства к
производству монтажных работ;
акт готовности фундамента к установке
оборудования;
акт поверки правильности установки
оборудования на фундаменте;
журнал сварочных работ;
список сварщиков и термистов,
производивших сварочные работы при монтаже;
журнал учета и проверки качества
контрольных стыков;
заключение о проверке качества сварных
стыков просвечиванием;
заключение о проверке качества сварных
стыков ультразвуковой дефектоскопией;
акт испытания технологических
трубопроводов на прочность и плотность;
акт испытания оборудования на плотность и
прочность;
заключение о соответствии параметров фактического технологического режима работы системы
измерения количества нефти проектным данным;
организационные и технические документы
по наладке систем измерения количества нефти;
справка об обеспеченности системы
измерения количества нефти образцовыми средствами поверки;
Инструкция по эксплуатации систем
измерения количества нефти.
Перечень документов, предъявляемых
государственной приемочной комиссии:
акт рабочей комиссии о приемке
законченного строительством системы измерения количества нефти;
документы пункта 4.1 по требованию
представителей государственной комиссии.
Акт приемки в эксплуатацию
государственной приемочной комиссией законченного строительством
(реконструкцией) объекта.
Перечень нормативно-технических
документов на методы и средства поверки и аттестации.
Приложение 4.1.13
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
о соответствии параметров фактического
технологического
режима работы системы измерения
количества нефти N ____
проектным данным и требованиям НТД
Комиссия в составе:
проверяла
соответствие параметров фактического технологического режима
работы узла учета
N _______, принадлежащего __________________, техническим
(предприятие)
характеристикам
применяемых средств измерения и
требованиям НТД "Временные
рекомендации по
проектированию узлов учета нефти с турбинными счетчиками" и
"Инструкции
по определению количества нефти с помощью
систем измерения с
турбинными
счетчиками при учетно-расчетных операциях".
Состав узла учета:
1) Турбинные преобразователи расхода
(тип, диаметр, верхний предел измерения по расходу);
2) Плотномер (тип);
3) Влагомер (тип, пределы измерения);
4) Солемер (тип, пределы измерения);
5) Вторичные приборы (тип).
Результаты проверки приведены в таблице.
Проверка показала, что параметры
технологического режима работы узла учета соответствуют требованиям технической
документации средств измерений и НТД.
Председатель _______ (подпись)
Члены:
┌───┬──────────────────┬──────────┬───────────────────┬───────────────────┐
│
N │ Параметр │
Рабочий │Требования техни- │ Примечание │
│п/п│
│ диапазон │ческой документации│ │
│ │ │ │и НТД │ │
├───┼──────────────────┼──────────┼───────────────────┼───────────────────┤
│1 │Расход нефти через│2500 - │30 - 100 │ │
│ │узел учета, % от │7000 │ │ │
│ │верхнего предела │ │ │ │
├───┼──────────────────┼──────────┼───────────────────┼───────────────────┤
│2 │Расход нефти через│60 - 80 │60 - 80 │ │
│ │измерительные │ │ │ │
│ │линии, % от │ │ │ │
│ │верхнего предела │ │ │ │
├───┼──────────────────┼──────────┼───────────────────┼───────────────────┤
│3 │Вязкость, │25 - 30 │Изменение вязкости │ │
│ │ -6 │ │не должно превышать│ │
│ │кв. м/с х 10 │ │ -6 │ │
│ │(сСт) │ │10 х 10 кв. м/с
│ │
│ │ │ │(10 сСт) │ │
├───┼──────────────────┼──────────┼───────────────────┼───────────────────┤
│4 │Давление, МПа │0,3 - 0,35│не менее 0,25 -
0,3│ │
├───┼──────────────────┼──────────┼───────────────────┼───────────────────┤
│5 │Температура нефти,│20 - 25 │5 - 50 │ │
│ │°С │ │ │ │
├───┼──────────────────┼──────────┼───────────────────┼───────────────────┤
│6 │Температура │+/- 5 │+/-
5 │Температура обеспе-│
│ │воздуха в │ │ │чивается
в зимнее │
│ │помещении
блока │ │ │время системой │
│ │контроля качества │ │ │обогрева помещения │
└───┴──────────────────┴──────────┴───────────────────┴───────────────────┘
Примечание. В таблице дан пример
заполнения.
Приложение 4.1.15
СПРАВКА
об обеспеченности системы измерения количества
нефти N ____
образцовыми средствами поверки
|
Владелец и
местонахож-
дение узла
учета
|
Наименование
и тип средств
измерения
|
Наименование
образцовых
средств
измерений
|
Место
поверки
рабочих
средств
измерений
|
Методические
указания, в
соответствии
с которыми
проводится
поверка
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
1. Трубопоршневая
установка
2. Турбинный преобразователь расхода
3. Датчик плотности жидкости
4. Датчик влагосодержания
5. Датчик солесодержания
6. Центральный блок обработки и индикации
данных
7. Вторичные приборы турбинных счетчиков
8. Представитель владельца узла учета
9. Представитель управления ВПО "Союзнефтеавтоматика"
Приложение 4.4
ПЕРЕЧЕНЬ
НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ
НА МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ПОВЕРКИ И АТТЕСТАЦИИ
4.4.1. Инструкция по приему и сдаче нефти
с использованием турбинных счетчиков, ВНИИОЭНГ. 1976 г.
4.4.2. Временные рекомендации по
проектированию и эксплуатации узлов учета нефти, 1981 г.
4.4.3. ГОСТ 8.001-80. ГСИ. Организация и
порядок проведения государственных испытаний средств измерений.
4.4.4. ГОСТ 8.002-71. ГСИ. Организация и
порядок проведения поверки, ревизии и экспертизы средств измерений.
4.4.5. ГОСТ 8.326-78. ГСИ.
Метрологическое обеспечение разработок, изготовления и эксплуатации нестандартизованных средств измерений.
4.4.6. ГОСТ 8.103-73. ГСИ. Организация и
порядок проведения метрологической экспертизы конструкторской и технологической
документации.
4.4.7. МИ 223-80. МУ. Преобразователи
расхода турбинные. Методы и средства поверки.
4.4.8. МИ 224-80. МУ. Преобразователи
расхода турбинные контрольные. Методы и средства поверки контрольных
преобразователей трубопоршневой установкой.
4.4.9. МИ 225-80. МУ. Преобразователи
расхода турбинные. Методы и средства поверки преобразователей комплектом
контрольного преобразователя и трубопоршневой
установки.
4.4.10. МИ 226-80. МУ. Датчик
влагосодержания "Аквинол". Методы и
средства поверки.
4.4.11. МИ 227-80. МУ. Датчик измерения
плотности "Денситон". Методы и средства
поверки датчиков плотности.
4.4.12. МИ 228-69. МУ. Центральный блок
обработки и индикации данных. Методика и средства поверки центрального блока.
4.4.13. МИ Ха
05-04-78. Методика градуировки и поверки турбинных счетчиков
на узлах учета нефти параллельно подключенной ТПУ.
4.4.14. МИ Ха
05-05-78. Установки трубопоршневые. Методика
аттестации на весовом поверочном стенде.
4.4.15. МИ Ха
05-06-78. Установки трубопоршневые. Методика
аттестации с помощью трубопоршневой установки.
4.4.16. МИ Ха
05-07-78. Методика градуировки и поверки счетчиков на узлах учета нефти.
4.4.17. Методика аттестации (поверки)
вторичной электронной аппаратуры "Солартрон"
в/о "СНА".
4.4.18. Методика градуировки и поверки диэлектрических
влагомеров "КАМКО" "АКВИНОЛ" в/о
"СНА".
4.4.19. Вибрационные плотномеры. Методика
поверки в/о "СНА".
4.4.20. Методические указания N 333 по
поверке диэлектрических влагомеров для нефти по ГОСТ 14203-69.
4.4.21. СТ СЭВ
1248-78 "Нефть и нефтепродукты. Отбор проб".
4.4.22. ГОСТ 9965-76. Нефть. Степень
подготовки для нефтеперерабатывающих предприятий. ТУ.
4.4.23. ГОСТ 2477-65. Нефтепродукты.
Метод количественного определения содержания воды.
4.4.24. ГОСТ 3900-47. Нефтепродукты.
Методы определения плотности.
4.4.25. ГОСТ 6370-59. Нефтепродукты и
присадки. Метод определения содержания механических примесей.
4.4.26. ГОСТ 14801-69. Нефть,
нефтепродукты и присадки. Метод определения содержания механических примесей.
4.4.27. ГОСТ 21534-76. Нефть. Методы определения
содержания хлористых солей.