Номер по Госреестру СИ: 67947-17
67947-17 Расходомеры многофазные
(РМФ)
Назначение средства измерений:
Расходомеры многофазные РМФ (далее - расходомеры) предназначены для измерения массового расхода и массы сырой нефти, массового расхода и массы сырой нефти без учета воды, объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям без предварительной сепарации измеряемой среды.
Внешний вид.
Расходомеры многофазные
Рисунок № 1
Программное обеспечение
Данные, полученные при измерениях, обрабатываются с помощью программного обеспечения (далее - ПО), в котором реализованы алгоритмы совместного решения уравнений, содержащих искомые и измеренные физические величины. ПО так же обеспечивает сбор, учет, хранение и передачу информации о количестве извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа и их параметров. Шкаф управления состоит из вычислителя (на базе промышленного ПК) и сенсорной ЖК панели.
Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
RMF |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 2.0 |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
- |
Уровень защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Изменение конфигурации вычислительного контроллера, программного обеспечения осуществляется только с помощью флэш-карты (CF card) и с использованием файлов специализированного формата, доступ к которым имеется только у обслуживающего персонала.
Пломбирование на предприятии-изготовителе осуществляется путем нанесения пломб или наклеек в места, указанные стрелками (Рисунок 2).
Рисунок 2 - Схема пломбирования вычислительного контроллера
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы паспорта и руководства по эксплуатации типографическим методом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к расходомерам многофазным РМФ
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ТУ 3667-022-49652808-2015 Расходомеры многофазные РМФ. Технические условия
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 0545-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Расходомеры многофазные РМФ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 24 марта 2017 г.
Основные средства поверки:
-
- Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном расходов от 2 до 110 т/ч (для жидкости), от 0,1 до 250 м3/ч (для газа), суммарные неопределенности: расхода газа находится в пределах ± 0,38 %, расхода жидкости находится в пределах ± 0,46 %;
-
- рабочие эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от ± 0,5 до ± 1,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от ± 1,0 % до ± 1,5 %;
-
- рабочие эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от ± 1,5 до ± 2,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от ± 3,0 до ± 5,0 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Завод нефтегазового оборудования «ТЕХНОВЕК» (ООО «Завод НГО «ТЕХНОВЕК»)
ИНН 1828009678
Адрес: 427430, Удмуртская Республика, г. Воткинск, 6 км Камской железной дороги, площадка «Сива»
Телефон/факс: (34145) 6-03-00, (34145) 6-03-01, (34145) 6-03-02
E-mail: info@technovek.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии».Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А
Телефон: (843) 272-70-62
Факс: (843) 272-00-32
E-mail: vniirpr@bk.ru
Расходомеры относятся к классу кориолисовых расходомеров и состоят из двух основных устройств: массового расходомера и виброчастотного плотномера.
Конструктивно расходомер выполнен из двух одинаковых кольцеобразных трубчатых резонаторов, которые образуют с магнитоэлектрическим приводом электромеханическую колебательную систему с распределёнными параметрами, работающую на частоте механического резонанса.
Сырая нефть в расходомере проходит через диспергатор, после чего в виде гетерогенной смеси (смесь жидкой и газовой фаз), протекает через оба резонатора, создавая в них равенство температур, давлений и объёмных концентраций фаз. Массовый расход сырой нефти вычисляется по измерению фазового сдвига между сигналами с датчиков скорости. Плотность сырой нефти вычисляется по периоду сигнала с магнитоэлектрических датчиков скорости на резонансной частоте системы.
Для определения температуры и давления измеряемой среды дополнительно установлены датчики давления и температуры.
Измеренные значения массового расхода, плотности, давления и температуры сырой нефти поступают в шкаф управления, где вычислительный контроллер производит окончательную обработку результатов измерений.
-
1 - расходомер многофазный РМФ;
-
2 - байпасная линия;
-
3 - стойка;
-
4 - шкаф управления
Рисунок 1 - Общий вид расходомера многофазного РМФ
Условное обозначение расходомеров в зависимости от максимального измеряемого расхода и рабочего давления:
РМФ - ХХХ - ХХ
1 2 3
где: 1 - тип расходомера;
-
2 - максимальный измеряемый расход, т/сут, (100, 200, 400, 800 и 1500)
-
3 - рабочее давление, МПа, (4,0 или 6,3)
Таблица 6 - Комплект поставки расходомеров многофазных Р |
МФ | |
Наименование |
Кол-во |
Примечание |
Расходомер многофазный РМФ, включая: |
1 шт. |
Модификация по заказу потребителя |
Датчик давления |
2 шт. | |
Датчик температуры |
2 шт. |
Наименование |
Кол-во |
Примечание |
Байпасная линия |
1 шт. | |
Шкаф управления |
1 шт. | |
Паспорт РМФ.00.000 ПС |
1 шт. | |
Руководство по эксплуатации РМФ.00.000 РЭ |
1 шт. | |
Методика поверки МП 0545-9-2017 |
1 шт. |
Таблица 2 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси (сырой нефти), т/сут |
от 2 до 1500 |
Диапазон измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут |
от 5 до 50000 |
Напряжение питания от сети переменного тока, В |
220 +32 |
Потребляемая мощность, Вт, не более |
200 |
Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой |
IP65 |
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Степень взрывозащиты |
1Ex d mb IIB T6 Gb |
Г абаритные размеры (Д х Ш х В), мм, не более |
1880х690х1650 |
Масса, кг |
от 200 до 350 |
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
40000 |
Средний срок службы, лет, не менее |
20 |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики*
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % |
±2,5 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %:
|
±6 ±15 не нормируется |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % |
±5 |
* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке. |
Таблица 4 - Условия эксплуатации
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Температура окружающего воздуха, °С |
от +5 до +50 |
Влажность окружающего воздуха, % |
от 30 до 80 |
Атмосферное давление, кПа |
от 84 до 106,7 |
Таблица 5 - Рабочая среда - продукция нефтяных скважин (нефтегазоводяная смесь) с параметрами
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более |
6,3 (63) |
Температура рабочей среды, °С |
от +5 до +90 |
Плотность сырой нефти, кг/м3 |
от 700 до 1200 |
Обводненность сырой нефти, %, не более |
99 |
Кинематическая вязкость сырой нефти при 20 °C, сСт, не более |
150 |
Г азовый фактор в стандартных условиях, м3/т, не более |
150 |