Schiller

автоматика не автоматика, но видимо ваших знаний бумажных мало, чтобы понять всех проблем которые возникают при эксплуатации СИКН.

Для надежной работы СИКН необходимы два стабильных параметра. 1. Температура нефти, т.е, ставим мощную печь, и если температура падает ниже нормы - к примеру 30 кградусов -включаем печь. 2. Мощный комплекс фильтрования нефти. Первый этап - грубая очистка, второй-средняя, третий - самая дотошная. Этот фильтровальный комплекс как правило на работе БИК скажется. Речь идет именно об очистке всей нефти. Правда придется персонал задействовать поддерживающий блоки фильтров в работоспособном состоянии, но это того стоит. Хотя, если разобраться, то если нефть будет теплая, то отложения парафинов и прочая грязь не будет так критично отлагаться на приборах и влиять на учет. При выполнении этих правил, нажедность СИКН будет высока в целом. А вообще, для надежной работы СИКН нужен ЗИП и правильный подход к ТО, ну и конечно же люди. Человеческий фактор при эксплуатации СИКН сильно сказывается.

Вот и сегодня, минусовые линии стали нулевыми, линии с нулем или плюсом стали большим плюсом.

Ну у нас вязкость не изменяется как правило за один-три дня, турбины мультивязкостные, пределы от 8 до 25 допустимы для них. Насчет резервных, конечно, если линия стоит, то при изменяющихся условиях на ней изменения минимальные, т.е. влияние вязкости, температуры нефти не сказывается, нужно линии побыть в работе неделю-две - тогда идут изменения.

неа, помогает только смена коэффициентов, причем тенденция такая, летом одни-зимой другие, и всегда летом одни и те же, зимой одни и те же, они не меняются.

Мех.примеси согласно лабораторным исследованиям довольно стабильные.

Отчет kvm расставил все на свои места. Рекомендации надеюсь имеются? Что значит писали один общий документ? На СИКН необходимо написать МВИ, там все прописано, что как и что делается, потом на основании МВИ инструкцию по эксплуатации СИКН.

Нет, это исключается, т.к. уходят только работающие линии, причем предсказуемо все с учетом накопленных данных.

Да да, Весы -> Мерник -> ТПУ - оч весело

Точно, есть такая МИ. МИ 2816-2008.

Мы КМХ ПП раз в неделю КМХ ТПР раз в две недели, но т.к. у нас 10 ИЛ, то делаем КМХ 2дня. КМХ ПВлагомера раз в неделю, по итогам 14ти смен. Возник вопрос: Кто как делает КМХ Поточных Влагомеров? Каким методом контролируете? Что в итоге, в случае большой разницы по контрольному методу-делают на вашем предприятии? Корректируют К-фактор влагомера или как?

вот еще, методика градуировки МИ 2302-2003

Может этот? МИ 2773-2002 ПОРЯДОК МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО И ТЕХНИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ВВОДА В ПРОМЫШЛЕННУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ ссылка

Не, ну что, никто тех.карты не составляет?

Как вариант - передвижная ТПУ, еще вариант: Весы поверяем, мерник потом - затем ТПУ.

И мне файлики документов пожалуйста schillerr@mail.ru

Добрый день! Хотелось бы взглянуть, как разрабатываете Вы свои тех.карты в соответствии с МИ 2775, что при этом к тех.картам у Вас издается? Жду сканированных вариантов.

А почему фиг? Смысл на КУУНах иметь дополнительный прибор который в конечном итоге никакой пользы не приносит, или я чего то не догоняю?

Так то да, объемные счетчики вполне обойдутся без плотномеров. Зачем нам вообще переход на узлах от объема к массе а потом где то опять в кубы перегоняют измерения - (я так понял продает Россия нефть в баррелях)? Может это специально сделано для оседания дебаланса погрешности ПП в трубопроводах АК Транснефть?

Для каких целей поверять?

О, спасение. Но зачем, кому, для чего? А может завтра рубль российский отменят и пусть дальше страна живет как желает

А в каждом документе ГОСТе и т.п., ссылки на МИ 2153...

Кошмар, точно. У нас контроль плотномеров на узле по МИ 2153. в МВИ тоже эта МИшка торчит.

Что за вискозиметр? Солартрон 7827 7829? Так их вроде только калибруют.