учет нефти и газа. Учебное пособие по дисциплинам Физические основы учета нефти и газа при технологических операциях, Измерение и контроль в технологических процессах нефтегазового производства

• Название: Учебное пособие по дисциплинам Физические основы учета нефти и газа при технологических операциях, Измерение и контроль в технологических процессах нефтегазового производства
• Анкор: учет нефти и газа
• Дата: 28.06.2021
• Размер: 1.19 Mb.
• Имя файла: Fazletdinov3.pdf
• Тип: Учебное пособие; #222140
• страница: 2 из 4

Раздел 3. Методы и средства количественного и качественного
учета нефти и нефтепродуктов
Для измерения количества отпускаемого или принимаемого нефтепродукта используются счетчики различных конструкций.
Различают счетчики:
1) турбинные;
2) объемные;
3) массовые;
4) ультразвуковые.
5) прочие.
Номенклатура применяемых счетчиков ограничивается требованиями, предъявляемыми к приборам. Они должны иметь относительную погрешность, находящуюся в допустимых пределах и большую пропускную способность.
Ниже приводится описание некоторых средств измерений, используемых на УУН, составленное на основе паспортов, описаний, инструкций и др. документов фирм-разработчиков и поставщиков.
1. Турбинные счетчики

30
Турбинные счетчики являются самыми распространенным типом средств измерений, используемым на УУН для измерения объема продукта. Чувствительным элементом турбинного счетчика является аксиальная (осевая) турбинка с лопастями, расположенными под углом к направлению потока жидкости, и свободно вращающаяся на подшипниках. Скорость вращения турбинки прямо пропорциональна скорости потока и, следовательно, расходу проходящей жидкости, а количество оборотов ее за определенный период – объему жидкости, прошедшей за этот период.
По способу преобразования числа оборотов турбинки в выходной сигнал турбинные счетчики можно разделить на две разновидности: счетчики с механическим преобразованием и счетчики с электронным преобразованием.
На УУН в настоящее время применяется в основном вторая разновидность турбинных счетчиков с электронным преобразованием.
Счетчик состоит из турбинного преобразователя расхода (ТПР) и электронного преобразователя (вторичного прибора). В корпусе ТПР размещена турбинка в подшипниках, а снаружи к корпусу прикреплен магнитоиндукционный датчик (МИД). МИД обычно представляет собой катушку с большим количеством витков из тонкого провода, в которой находится сердечник с таблеткой постоянного магнита. Катушка, размещенная в корпусе, устанавливается в гнездо корпуса ТПР, который изготавливается из немагнитного материала. При вращении турбинки и прохождении лопастей еѐ мимо катушки в ней вследствие изменения магнитного потока наводится переменная ЭДС, по форме близкая к синусоиде. Этот сигнал может подаваться непосредственно на вход электронного преобразователя, или на вход усилителя, расположенного в корпусе
МИД, или вблизи него
(предусилителя).Сигнал МИД усиливается и преобразовывается в импульсы прямоугольной формы, частота следования которых

31 пропорциональна расходу продукта, количество - объему продукта. В дальнейшем в электронном преобразователе частотно- импульсный сигнал ТПР преобразовывается в объем и расход продукта.
Основной характеристикой ТПР является его коэффициент преобразования (именуемый в некоторых переводных источниках
“импульс-фактором” и
“К-фактором”), представляющий собой количество импульсов выходного сигнала, приходящееся на единицу объема, обычно - количество импульсов на один кубометр [10].
Электронный преобразователь турбинного счетчика в простейшем случае реализует функции преобразования
N
V=
K
,
м
3
и
(1)
f
Q=
K
,
м
3
/час
(2) где V - объѐм жидкости;
Q - расход жидкости;
N - количество импульсов; f - частота выходного сигнала, Гц;
К - коэффициент преобразования, имп/м
3
На УУН используются различные электронные преобразователи от простейших, реализующих функции (1) и (2) с постоянным коэффициентом преобразования, до сложнейших микропроцессоров, обрабатывающих результаты измерений с введением коррекций.

32
Рассмотрим технические характеристики некоторых турбинных счетчиков.
Турбинные счетчики НОРД-М.
В 1974 г. в первые в СССР были проведены государственные испытания и внесен в государственный реестр средств измерений ряд отечественных турбинных счетчиков типа НОРД, включающих счетчики условным диаметром от 40 до 200 мм. и пропускной способностью от 40 до 900 м
3
/ч. Производство их было освоено на
Бугульминском опытном заводе “Нефтеавтоматика” и началось их внедрение сначала для оперативного учета, затем и для коммерческого учета нефти. В настоящее время используются модернизированные счетчики НОРД-М.
Краткие технические данные счетчиков
1. Измеряемая среда – нефть и нефтепродукты с параметрами:
 температура, С
5-50 вязкость, мм
2
/с (сСт)
1-20 2. Диаметр условный, мм
40,65,80, 100,150,200 3. Пропускная способность, м
3
/час
35,90,140, 250,500,900 4. Пределы допускаемой основной относительной погрешности в диапазоне расходов 20-100 % (с электронным преобразователем
Дельта-2), %
+0,15
Недостатком счетчиков НОРД-М является зависимость их показаний от вязкости жидкости. Допускаемые пределы изменения вязкости для ТПР НОРД-М составляют (2-3) мм
2
/с. К сожалению дальнейшая модернизация счетчиков не проводилась.

33
Турбинные счетчики МИГ
Другой разновидностью турбинных счетчиков, также выпускаемых Бугульминским опытным заводом «Нефтеавтоматика», являются счетчики типа МИГ.
В состав счетчика МИГ входят турбинный преобразователь расхода МИГ и комплект из электронного преобразователя и магнитоиндукционного датчика Дельта-2.
Краткие технические данные:
1. Измеряемая среда - нефть и нефтепродукты с параметрами:
 температура, С
0-60
 вязкость, мм /с (сСт)
1-100 2. Диаметр условный, мм 40,50,65,80, 100, 150,250, 400 3. Верхний предел расхода, м
3
/час
42, 72, 120,
180,300,600,1100,4000 4.Пределы допускаемой основной относительной погрешности в диапазоне расходов (20-100)%, %
0,15 5. Расстояние от ТПР до Дельта-2, м
1000
На рис.3.4 показан общий вид счетчиков МИГ.
В ТПР использовано конструктивное решение, улучшающее линейность градуировочной характеристики и расширяющее допускаемые пределы изменения вязкости, которые составляют, мм
2
/с
(сСт):
 для ТПР Ду 40, 50, 65, 80 3
 для ТПР Ду 100, 150,
5
 для ТПР Ду 200, 250, 400 10

34
Турбинные счетчики зарубежных фирм
В России на УУН широко используются турбинные счетчики зарубежных фирм, таких как “Smith Meter Ink”, “Bopp & Reuther”, “MMG”
(ВНР, “Турбоквант”), “Daniel”, “Feure-Herman” и др.
В этих счетчиках использованы различные технические решения, направленные на улучшение конструкции и метрологических характеристик
- линейности градуировочной характеристики, расширение диапазона измерений, уменьшение влияния вязкости, совершенствование вторичных приборов на базе достижений электроники и т. д. Зарубежные счетчики выгодно отличаются высоким качеством изготовления и надежностью. Кроме того, фирмами разработан целый набор различных электронных приборов, которые позволяют компоновать системы для выполнения любых задач в области учета нефти и нефтепродуктов. Поэтому многие потребители в России предпочитают использовать счетчики и системы зарубежных фирм, несмотря на их дороговизну. В последние годы появились турбинные счетчики с так называемой геликоидальной турбинкой, которые отличаются хорошей линейностью в большом диапазоне расходов.
Фирма “Feure-Herman” поставляет ряд счетчиков модели “Heliflu
TZN
” условным диаметром от 16 мм до 500 мм, охватывающий диапазон расходов от 0,12 до 6000 м
3
/ч и предназначенный для нефти и нефтепродуктов с вязкостью до 200 мм
2
/с (сСт), а для больших диаметров - до 700 мм
2
/с. Погрешность счетчиков не превышает
0,15% в диапазоне расходов 10:1 при калибровке на одном продукте, вязкость которого может находится в пределах от 0,6 до 120 мм
2
/с.
При использовании компенсации вязкости счетчики могут применяться в большом диапазоне вязкости продукта. В комплект счетчика входят предусилитель и электронный преобразователь

35
(сумматор). Имеются различные варианты сумматоров, в т. ч. с батарейным питанием.
2. Объѐмные счетчики
Объемные счетчики предназначены для измерения объема жидких продуктов при малых скоростях движения, в том числе высоковязких продуктов (до 3000 мм
2
/с). При учете нефти и нефтепродуктов наибольшее распространение получили два типа объемных счетчиков - лопастные (камерные) и с овальными шестернями. Рассмотрим некоторые типы счетчиков зарубежных фирм.
На рис.3.8 приведена схема и общий вид лопастных счетчиков фирмы “Smith Meter Inc”, которые считаются одними из лучших в мире.
Счетчик состоит из корпуса, ротора, в пазах которого находятся лопасти и устройства преобразования. Внутри ротора находится кулачковый диск специального профиля, к которому прижаты лопасти
(через подшипники качения). Корпус выполнен с двойными стенками, в полости между которыми находится жидкость для уравновешивания давления и сохранения постоянного объема внутренней камеры.
Счетчик работает по принципу вытеснения (переноса) равных объемов жидкости из входа в выход корпуса.
Рис.3.8. Лопастные счетчики фирмы “Smith Meter Inc”.

36
Это происходит следующим образом. Когда жидкость проходит через счетчик под воздействием потока на лопасти ротор вращается и под воздействием кулачкового диска лопасти то выдвигаются из ротора, достигая внутренней стенки, то возвращаются внутрь ротора.
Кулачковый диск выполнен так, что две лопасти в определенном положении выдвинуты и образуют камеру, в которой определенный объем жидкости переходит из входа в выход счетчика (см.рис.3.8).
При этом ни ротор, ни лопасти не касаются неподвижных частей корпуса, что исключает их износ. Герметичность измерительной камеры достигается за счет гидравлического уплотнения в капиллярных зазорах между лопастями и корпусом.
Вращение ротора преобразовывается в объем жидкости при помощи механических счетчиков или в электрические импульсы с помощью магнитоиндукционных или фотоэлектрических датчиков.
Лопастные счетчики имеют большой диапазон измерений - до 100 1, причем, чем больше вязкость жидкости, тем шире диапазон.
Фирма “Bopp & Reuther” поставляет объемные счетчики с овальными шестернями. Измерительный элемент счетчика состоит из двух прецизионных овальных шестерен, расположенных в корпусе. При прохождении жидкости шестерни вращаются и при этом одному обороту их соответствует точно одинаковый объем протекающей жидкости.
На рис.3.9 показаны схема работы и общий вид счетчика с электрическим датчиком импульсов.
Вращение шестерен преобразовывается в выходной сигнал в виде объема, накапливаемого и индуцируемого на механическом счетчике, или в виде частотно-импульсного сигнала с помощью электрических датчиков. Фирма поставляет счетчики условным диаметром от 25 до 400 мм, охватывающим диапазон расходов от
0,015 до 400 м
3
/ч.

37
Рис. 3.9. Объемные счетчики с овальными шестернями фирмы “Bopp &
Reuther
”.
Диапазон расходов для конкретного размера счетчика зависит от вязкости жидкости. Счетчики с овальными шестернями могут измерять объем жидкостей, имеющих вязкость до 3000 мм
2
/с.
3. Массовые расходомеры (массомеры)
Массовые расходомеры (называемые в России массомерами) предназначены для прямого измерения массы продуктов в динамике.
Они появились в 70-х годах, непрерывно совершенствовались и стали одним из прогрессивных средств измерений массы самых разнообразных продуктов.
В
России применение массовых расходомеров для учета нефти и нефтепродуктов началось в 90-х годах. Практика применения выявила ряд несомненных преимуществ массомеров:
 прямое измерение массы;
 высокая точность измерения;
 отсутствие влияния свойств жидкости - вязкости, плотности;
 высокая надежность;
 отсутствие движущихся частей и малые затраты на обслуживание.

38
В настоящее время массовые расходомеры изготавливаются и поставляются рядом зарубежных фирм: Miсro Motion (Fisher-Rosemount),
Bopp&Reuter, Daniel и др. Наибольшее распространение получили так называемые кориолисовые расходомеры, действие которых основано на эффекте Кориолиса. Расходомер состоит из сенсора и электронного преобразователя сигнала (датчика). Сенсор имеет одну или две измерительные трубки (обычно U-образные), концы которых закреплены неподвижно.
Под воздействием электромагнита, расположенного в центре трубки, и контура обратной связи трубка совершает колебания с собственной резонансной частотой (амплитуда около
1
мм., частота около 80 циклов в секунду).
Благодаря этому жидкость, протекающая по трубке, приобретает вертикальную составляющую движения. Во время первой половины цикла при движении трубки вверх жидкость, протекающая через первую половину трубки, сопротивляется движению вверх и оказывает давление на трубку сверху вниз. Жидкость, движущаяся во второй (выходной) половине трубки, сопротивляется уменьшению вертикальной составляющей движения, оказывая давление на трубку снизу вверх. Это приводит к закручиванию трубки (рис.3.10). Во время второй половины цикла колебания, когда трубка движется вниз, она закручивается в противоположную сторону.
Для определения зависимостей рассмотрим отрезок трубки с движущейся в ней жидкостью, совершающей вращательно- колебательное движение (см. рис. 3.11).
Рис. 3.10. Схема работы сенсора

39
Рис. 3.11
Частица жидкости массой М, движущаяся поступательно со скоростью V и вращающаяся с угловой скоростью вокруг точки О, имеет две составляющие ускорения:
 радиальное ускорение, равное a
r
=
2
r
(3)
 окружное ускорение, равное a
t
= 2 V
(4)
Кориолисова сила, действующая на частицу массой М и действующая в обратном направлении на трубку, равна
F= a t
.
M = 2 VM
(5)
Любой отрезок трубки длиной
L испытывает действие кориолисовой силы, равной
ΔF 2ω V S ΔL ρ
(6) где S - площадь поперечного сечения трубки;
- плотность жидкости;
Учитывая, что массовый расход равен Q
m
= V
.
S
.
, имеем
ΔF 2ω V S ΔL ρ
(7)
При колебании измерительной трубки угловая скорость ее изменяется в диапазоне -
0
по синусоидальному закону, поэтому кориолисова сила также изменяется по такому же закону. Трубка закреплена в точках входа и выхода и колеблется таким образом, что максимальная амплитуда находится в средней точке между точками закрепления. Кориолисовы силы, образуемые в каждой половине

40 трубки, имеют одинаковую величину, но противоположное направление. Эта пара сил создает изгибающий момент, который закручивает трубку и вызывает асимметричную деформацию ее.
Величина деформации трубки (угла ее закручивания) прямо пропорциональна массовому расходу жидкости. В кориолисовых расходомерах фирмы
Micro
Motion деформация трубки преобразовывается в выходной сигнал путем измерения временного сдвига между сигналами детекторов, расположенных с двух сторон трубки симметрично и фиксирующих ее прохождение. При отсутствии потока жидкости между сигналами детекторов временной сдвиг отсутствует, при наличии потока вследствие закручивания трубки появляется сдвиг, прямо пропорциональный массовому расходу.
С сенсора можно также получить сигнал, позволяющий измерять плотность жидкости. Вибрирующая трубка сенсора аналогична трубке вибрационного плотномера. Трубка сенсора колеблется с собственной резонансной частотой, которая зависит от размеров и массы трубки с жидкостью. Поскольку размеры и масса трубки постоянны, резонансная частота колебаний трубки пропорциональна плотности жидкости. Управление сенсором, преобразование сигналов и выдача их осуществляется электронными преобразователями различных типов.
В таблице 3.1 приведены технические характеристики массомеров, поставляемых ведущими фирмами мира.
3.4. Ультразвуковые расходомеры (счетчики)
Хотя ультразвуковые расходомеры были известны давно, они широко не применялись из-за своих недостатков: зависимости показаний от вязкости продукта, профиля скоростей и низкой точности.
Фирма "Krohne
Altometer
"
(Нидерланды) создала высокоточные ультразвуковые счетчики типа "Altosonic" которые

41 используются при коммерческом учете продуктов на различных предприятиях. Для устранения влияния профиля скоростей используется пятиканальный измерительный преобразователь, снабженный коническими участками на входе (конфузором) и выходе
(диффузором). Принцип работы счетчика основан на методе измерения разности времени прохождения ультразвука в жидкости по направлению ее движения и против него (см.рис.3.12) .
Рис. 3.12. Схема датчика ультразвукового расходомера
1,2
– датчики (пьезоэлементы);
V
Ж
– скорость жидкости;
V
12
, V
21
– скорость ультразвука в направлении 1-2, 2-1
Счетчики работают при любом направлении потока. При направлении потока, указанном на рис. 3.12 t
12
< t
21
, при обратном направлении t
12
> t
21
, а их разность пропорциональна средней скорости потока.
Первичный преобразователь работает следующим образом. На один из датчиков поступает электрический импульс, который преобразуется в акустический импульс, распространяемый в измеряемой среде до второго датчика, воздействует на него, вызывая на его выходе импульсный электрический сигнал. Далее на второй датчик воздействует электрический импульс и процесс протекает аналогично.
Интервал времени прохождения ультразвуковых импульсов в измеряемой среде от первого датчика ко второму t
12
и от
2 1
V
Ж
V
12
V
21

42 второго датчика к первому t
21 точно измеряется. Средняя скорость потока, проходящего через поперечное сечение, определяется как средняя из скоростей в каждом из пяти акустических каналов.
Вторичный преобразователь формирует электрические импульсы и обрабатывает сигнал с датчиков, преобразовывает разность интервала времени прохождения ультразвуковых импульсов в значения скоростей, расхода, объема потока измеряемой среды, выраженные в виде импульсных и аналоговых сигналов.
Первичный и вторичный преобразователи соединены пятью кабелями, длиной до 10 м.
Компьютер счетчиков получает со вторичного преобразователя электрические импульсы, после обработки которых выдается информация на экран монитора о параметрах измеряемой среды.
На экран дисплея компьютера выводится следующая информация: значение объема и объемного расхода в прямом и обратном направлении потока; значение температуры и давления измеряемой среды, полученные с преобразователей, установленных на первичном преобразователе; значение массы и массового расхода ( при работе счетчиков с плотномером) ; объем, приведенный к нормальным условиям (Т=20 0
С,Р=0,1
МПа) , объем, приведенный к нормальным условиям европейских стандартов (Т=15 0
С, Р=0,1МПа); профиль измеряемого потока в графической форме;
Технические характеристики:
Условный диаметр, мм от 100 до 400
Наибольший расход, м
3
/ч от 280 до 4500
Предел допускаемой относительной погрешности, %

43 0,15 0,2 0,25 при кратности диапазона
2:1 10:1 20:1
Преимущества счетчиков: высокая точность измерений, измерения, не зависящие от вязкости, отсутствие подвижных деталей и износа, нет необходимости в техническом обслуживании, широкий динамический диапазон, очень малые потери давления, возможность измерения расхода в обоих направлениях потока.
Недостатком ультразвуковых расходомеров, который может препятствовать их применению при коммерческих операциях, является влияние твердых и газовых включений в жидкости и необходимость в связи с этим в тщательной фильтрации жидкости.
Состав и оборудование узлов коммерческого учета нефти и
нефтепродуктов
Для измерения объема и массы продуктов используются автоматизированные установки для учета нефти и нефтепродуктов, которые могут называться узлами учета или системами для измерения количества нефти (СИКН).
СИКН (СИКН) представляет собой комплекс средств измерений, сбора и обработки информации, регистрации результатов измерений, технологического оборудования и трубопроводной арматуры.
В составе коммерческих СИКН должны применяться средства измерений, прошедшие испытания для целей утверждения типа и внесенные в Государственный реестр средств измерений России.

44
Технологическая схема СИКН содержит следующие основные блоки (узлы):
- блок измерительных линий (БИЛ);
- блок фильтров (БФ);
- блок контроля качества нефти (нефтепродуктов) (БИК);
- система обработки информации (СОИ);
- поверочная установка (ПУ);
- узел регулирования давления и расхода (УР).
Рассмотрим эти узлы подробнее.
Блок фильтров (БФ)
Блок фильтров предназначен для очистки продукта от грубых механических примесей, чтобы исключить засорение и поломку преобразователей расхода.
Фильтры, задерживая примеси, постепенно засоряются и нуждаются в периодической очистке. Блок фильтров включает в себя не менее двух параллельно установленных фильтров, пропускная способность каждого из которых не меньше пропускной способности рабочих измерительных линий БИЛ.
Блок измерительных линий (БИЛ)
БИЛ включает в себя входной и выходной коллекторы, между которыми расположены измерительные линии. Различают рабочие,
БФ
БИЛ
ПУ
БИК
УР
СОИ

45 резервные и контрольные измерительные линии.
Общее число измерительных линий может быть от 1 до 10.
Количество и диаметр рабочих измерительных линий определяют, исходя из производительности СИКН. При этом лучше вместо одной измерительной линии большого диаметра использовать две или более измерительные линии меньшего диаметра. Число резервных измерительных линий может быть 30-50 % от числа рабочих. Одна из измерительных линий используется в качестве контрольной для контроля метрологических характеристик счетчиков на рабочих измерительных линиях.
Каждая измерительная линия оснащается фильтром тонкой очистки, струевыпрямителем, счетчиком жидкости, прямыми участками и задвижкой с контролем протечек. Перед входом и на выходе измерительной линии устанавливаются задвижки или краны, позволяющие включать их в работу и отключать.
Конструкция прямого участка измерительной линии включает следующие элементы:
- прямолинейный участок перед счетчиком длиной A =(2÷3) D;
- пластинчатый или трубчатый струевыпрямитель длиной B=(2÷3)D;

46
D/d = не менее 10; число трубок (лопаток) не менее 4.;
- участок после счетчика длиной не менее 5 диаметров трубопровода.
Все измерительные линии должны быть оснащены манометрами и сливными (дренажными) клапанами, а контрольная линия – также преобразователем температуры, если предусматривается автоматическая обработка результатов поверки преобразователей, или патроном для стеклянного термометра с погрешностью не более
0,2
С.
Каждая измерительная линия может быть соединена последовательно с контрольной линией или с поверочной установкой.
Блок измерения качества нефти и нефтепродуктов (БИК)
БИК представляет собой часть СИКН, обычно выполненную в виде утепленного помещения (блок-бокса или шкафа), в котором размещаются средства измерений параметров качества продукта, пробоотборник и другие устройства. БИК устанавливается на байпасе основного трубопровода (коллектора) СИКН и через него проходит только часть потока продукта.
БИК включает в себя:
- датчики плотности со встроенными датчиками температуры 1 или 2 шт.;
- датчик давления;
- манометр показывающий;
- датчик температуры;
- автоматический пробоотборник – 1 или 2 шт.;
- индикатор (расхода) скорости продукта через БИК;
- отводы и клапаны для подключения пикнометра;
- вискозиметр – устанавливается в том случае, если СИКН

47 используются ТПР с коррекцией по вязкости продукта;
- циркуляционные насосы (1 или 2 шт.).
Кроме того, на узлах учета нефти в состав БИК могут входить такие анализаторы качества, как поточные влагомер, солемер, серомер, прибор для измерения объема свободного газа в нефти.
Два датчика плотности устанавливают для повышения надежности измерений. Датчики могут устанавливаться как параллельно, так и последовательно. Предпочтительна параллельная установка, так как при этом уменьшаются гидравлические потери и при равномерном распределении потока через оба датчика результаты измерений одинаковы. Оба датчика плотности находятся в работе и путем сличения их сигналов осуществляют контроль за правильностью измерений и своевременно выявляют отказ датчиков.
Система обработки информации (СОИ).
СОИ представляет собой комплекс средств обработки информации, устройств ввода и вывода информации, устройств сопряжения, индикации и регистрации результатов, блоков питания и искрозащиты, вторичных приборов и вспомогательных устройств.
СОИ в общем случае выполняет следующие функции: а) прием и обработку сигналов датчиков с БИЛ, БФ, БИК, вычисление и накопление результатов измерений: массы продукта брутто; объема продукта; среднего значения плотности, температуры продукта и давления; б) индикацию текущих значений измеряемых параметров; в) печать данных и формирование сменных отчетов; г) программное управление автоматическим пробоотборником; д) ручной ввод значений плотности, температуры и давления при

48 отказе датчиков или их отсутствии; е) хранение введенных в память СОИ постоянных величин при отключении электроэнергии; ж) управление запорной арматурой; з) управление поверочной установкой; и) регулирование расхода и давления.
Число каналов преобразования сигналов преобразователей расхода должно соответствовать числу измерительных линий СИКН.
Поверочная установка (ПУ)
Поверочная установка должна позволять проводить поверку преобразователей расхода и контроль метрологических характеристик их на месте эксплуатации без нарушения процесса измерения.
СИКН может быть оснащен стационарной ПУ или обслуживаться передвижной. Во втором случае УНН должен иметь подъездные пути, площадку для передвижной ПУ и позволять подключать и отключать ее.
В качестве ПУ могут использоваться трубопоршневые поверочные установки (ТПУ) и компакт-пруверы для поверки ТПР и объемных счетчиков, или ТПУ в комплекте с рабочим эталоном плотности, или весовая поверочная установка для поверки массомеров в соответствии с действующими нормативными документами по поверке.
Узел регулирования (УР)
Узел регулирования давления и расхода проектируется при необходимости поддержания определенных значений давления и

49 расхода продукта через СИКН и устанавливается на выходе из системы.