Проведение испытания
8. Цилиндр устанавливают на ровную горизонтальную поверхность в месте, где нет сквозняков. 9. Заполняют цилиндр пробой нефти закрытым способом при помощи трубки, опущенной до дна, на 5-6 см ниже верхней образующей. При использовании металлического цилиндра уровень нефти устанавливают на уровне верхней образующей цилиндра, недостающую нефть доливают в цилиндр, не допуская загрязнения ареометра над поверхностью нефти. 10. После заполнения цилиндра опускают в него мешалку и термометр. Термометр закрепляют так, чтобы участок шкалы, соответствующий температуре нефти, был на 5-10 мм выше уровня нефти. 11. Мешалкой проводят 3-4 движения снизу-вверх и обратно. Вынимают мешалку. Образовавшиеся на поверхности пузырьки снимают фильтровальной бумагой. 12. Ареометр осторожно опускают в цилиндр, держа за верхний конец. За 2-3 деления до предполагаемого значения плотности ареометр отпускают. Часть стержня выше уровня погружения ареометра должна быть сухой и чистой. 13. После прекращения колебаний ареометра считывают показания шкалы ареометра с дискретностью 1/5 цены деления шкалы (0,1 кг/м3) и показания термометра с дискретностью цены деления шкалы (0,1°С). Показания ареометра снимают по верхнему мениску (глаз на уровне мениска). При использовании ареометров, отградуированных по нижнему мениску, к показанию ареометра прибавляют поправку на мениск, равную 0,7 кг/м3. 14. Все операции повторяют со второй частью пробы.
Обработка результатов Значения плотности нефти при 20°С и при 15°С находят из таблицы Б.1 приложения к МИ 2153-2004. За результат испытания принимают среднее арифметическое значение двух определений, округлённое до 4-х значащих цифр. Из величины среднего арифметического вычитают величину систематической погрешности лаборатории. Точность метода Повторяемость – 0,6 кг/м3; Воспроизводимость – 1,5 кг/м3.
3. Состав СИКН. СИКН включает следующие основные блоки БИЛ, БФ, БИК, СОИ, поверочную установку, блок регулирования давления и расхода . БИЛ БИЛ предназначен для преобразования расхода продукта в выходной сигнал и включает входной и выходной коллекторы между которыми расположены рабочие и резервные измерительные линии. Каждую измерительную линию оснащают преобразователем расхода турбинного или объемного или датчиком массового расходомера (массомера) при необходимости – прямыми участками, струевыпрямителями в соответствиями с требованиями эксплуатационной документации используемого средства измерения. Перед входом и на выходе измерительные линии устанавливают задвижки или краны, позволяющие вкл. Их в работу и откл. Каждая измерительная линия имеет выход с задвижкой для соединения с ПУ. Одну из измерительных линий называемую контрольной используют для контроля метрологических характеристик ТПР на рабочих измерительных линиях. Контрольную измерительную линию можно использовать с качестве резервной линии при отказе рабочей линии. Каждую измерительную линия можно соединить последовательно с контрольной линией или с ПУ. если УУН оснащают стационарной ПУ, то контрольная измерительная линия может отсутствовать ее используют для того, чтобы уменьшить время работы и износ ПУ. Состав БИК. – часть УУН обычно выполненная в виде утепленного помещения, в котором размещаются средства измерения параметров качества продукта, пробоотборник и др. устройства БИК устанавливается на байпасе килектора УУН, и через него проходит часть потока продукта. Состав БИК зависит от типа применяемых преобразователей расхода и параметров качества продукта которые необходимо измерять. Технологическая схема БИК для УУН с турбинными и объемными счетчиками, предназначенными для измерения массы продукта, плотности и отбора объединенной пробы вкл.: датчики плотности со встроенными датчиками температуры, датчики давления, показывающие манометр, датчики температуры, автоматический пробоотборник, индикатор скорости продукта через БИК, клапаны для подключения пикнометра, вискозиметр – устанавливается в том случае, если в УУН используется ТПР, насосы, анализаторы качества, поточный влагомер солемер, прибор для измерения объема свободного газа в нефти, пробозаборные устройства. Два датчика плотности устанавливают для повышения надежности измерений. Датчики можно размещать как последовательно так и параллельно. Предпочтительно симметричная параллельная установка, так как при этом обеспечиваются равномерное распределение потока через оба датчика и одинаковые результаты измерения. Путем сличения сигналов обоих датчиков осуществляют контроль за правильностью измерений и своевременно выявляют отказ датчиков. ФГУ. БФ предназначен для очистки нефти от относительно крупных механических включений перед подачей жидкости на вход насосных агрегатов. Состояние фильтров при их эксплуатации контролируется с помощью манометров установленных до и после фильтра. Но такой способ явл. Не точным т.к. при определении перепада давления сказывается погрешность измерения. Наиболее точное измерение производится с помощью датчика перепада давления. При перепаде давления 0,05 мПа – чистить фильтр, 0,02 мПа для этого фильтр отключают закрыв задвижки нефть дренируют в погруженную емкость, через дренажный патрубок и через люк. Механических скоплений удаляют, а при 0,02 мПа заменяют фильтр. Понятие ПУ (поверочная установка) 1. подразделяется на стационарные и передвижные. Стационарная включает в себя ТПУ, передвижные - пикнометр, прувер. ПУ обеспечивает поверку первичных ПР на месте эксплуатации без нарушения режимов закачки нефти. – при смене режимов ПУ гарантированное перекрытие потока с местным и стационарным контролем утечек - производить достаточную для поверки ПР во всем диапазоне эксплуатации преобразователя максимального рабочего давления ПУ: не менее максимального рабочего давления СИКН. Вторичная аппаратура ПУ обеспечивает: - в автоматизированном режиме переключение и настройку режимов ПУ - автономную обработку результатов измерений и оформления протоколов поверки ПУ. Автономную обработку результатов измерений и оформлений протаколов поверки и КМХ ПР. функции вторичной аппаратуры стационарный ПУ рекомендуется выполнять при помощи СОИ. на входе и на выходе ПУ устанавливают: преобразователь температуры с предельно допустимой абсолютной погрешностью ± 0,2 0С и термокарман для стеклянного термометра, массомер и приобразователь давления с пределами допускаемой относительной погрешностью ± 0,6%. Система обработки информации. (СОИ).это комплекс средств обработки информации, устройство ввода и вывода информации, устройства сопряжения, индикации и регистрации результатов блоков питания и искрозащиты, вторичных приборов и вспомогательных устройств. Для обработки информации используются отечественные и импортные вычислительные устройства.Основные функции: 1. Прием и обработка сигналов с БИЛ, БИК, БФ вычислений и накоплений (массу брутто, объем продукта приведенный к нормальным условиях, среднее значение плотности, температуры, давления) 2. Автоматический и ручной ввод на цифропечать и регистрация результатов измерений в виде 2-х часовых и сменных отчетов или об откачке 3. Программное управление автоматическим пробоотборником 4. Ручной ввод значений плотности температуры давления при отказе датчиков 5. Хранение введенных в память СОИ постоянных величин при отключении электроэнергии 6. Управление запорной арматурой 7. Управление ПУ 8. Регулирование расхода и давления 9. Возможность измерения программного обеспечения.
4. Хранение проб. Пробы нефти или нефтепродукта хранят в помещении, отвечающем противопожарным требованиям, предъявляемым к кладовым легковоспламеняющихся и горючих жидкостей. Пробы нефти или нефтепродукта с нормированным давлением насыщенных паров хранят при температуре не выше 20°С. Пробы хранят в шкафу или ящике с гнездами из несгораемого материала. На случай разногласий в оценке качества пробы нефтепродукты хранят в течение 45 сут. со дня отгрузки. Для нефтепродуктов, предназначенных для представителя заказчика и для длительного хранения, пробу на случай разногласий в оценке качества хранят в течение 3 мес.. Пробы нефти на случай разногласий в оценке качества при транспортировании ее по нефтепроводу хранят не более 25 сут, при транспортировании другими видами транспорта – не более 45 сут. Для нефти или нефтепродуктов, предназначенных для экспорта, срок хранения проб на случай разногласий в оценке качества составляет: для нефти - 3 мес.для нефтепродукта - 4 мес. При отгрузке нефти и нефтепродуктов в страны-члены СЭВ, а также в КНДР и КНР пробы хранят в течение 6 мес.
|
