Номер по Госреестру СИ: 47160-11
47160-11 Системы измерительные параметров нефте-, водогазовой смеси
(УЛЬТРАФЛОУ-400)
Назначение средства измерений:
Системы измерительные параметров нефте-водо-газовой смеси "УЛЬТРАФЛОУ-400" (далее - системы) предназначены для непрерывных измерений расходов жидкой и газовой составляющих многокомпонентного нефте-водо-газового потока с различной структурой и режимами течения, без предварительного его сепарирования, а также для измерений объемной доли воды (обводненности) в жидкой составляющей нефте-водо-газовой смеси.
Внешний вид.
Системы измерительные параметров нефте-, водогазовой смеси
Рисунок № 1
Внешний вид.
Системы измерительные параметров нефте-, водогазовой смеси
Рисунок № 2
Внешний вид.
Системы измерительные параметров нефте-, водогазовой смеси
Рисунок № 3
Программное обеспечение
Программа VARPRO обеспечивает:
-
- прием информации со всех подключенных преобразователей по каналу связи RS-485, с накоплением полученных данных в энергонезависимом архиве, с глубиной не менее одного месяца, с интервалом записи 30 с;
-
- хранение информации в архиве при отключенном питании не менее 5 лет;
-
- вычисление параметров нефте-водо-газовой смеси;
-
- отсчет текущего времени и даты;
-
- программную поддержку работы с внешней ЭВМ:
-
- по каналу RS-232 при комплектации распределителем монтажным (РМ-БП);
-
- по каналу RS-485 при комплектации блоком питания, вычисления и индикации (БПВИ-1)/
Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
VARPRO |
VARPRO |
VARPRO 01 |
A324B9DE |
CRC32 |
Программное обеспечение от непреднамеренных и преднамеренных изменений имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на лицевую панель распределителя кабельного РК-ПС фотопечатью и на титульный лист формуляра типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
изложены в документе ФР.1.29.2009.05693 "Методика выполнения измерений массы сырой нефти, массы сырой нефти обезвоженной и объема свободного нефтяного газа с применением системы измерительной параметров нефте-водо-газовой смеси УЛЬТРАФЛОУ", утвержденном в 2009 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системам измерительным параметров нефте-водо-газовой смеси "УЛЬТРАФЛОУ-400".-
1. ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия.
-
2. ГОСТ Р 8.615-2005 Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа.
-
3. Технические условия ЛГФИ.611137.001 ТУ.
- выполнение торговых и товарообменных операций.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу "ГСИ. Система измерительная параметров нефте-водо-газовой смеси УЛЬТРАФЛОУ. Методика поверки" РБАМ.423314.001 МИ, утверждённому ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в феврале 2011 г.
Основное поверочное оборудование:
- установка поверочная газожидкостная КП 400 расход жидкости от 1,0 до 400 м3/сут, расход газа от 7,2 до 504 м3/сут; погрешность измерений расхода жидкости ±0,8 %, расхода газа ±1,5 %, давления ±0,4 % от ВПИ, температуры ±0,5 °С;
-
- штангенциркуль типа ШЦЦ-1-125-0,01 ГОСТ 166-89 (штангенциркуль типа I с диапазоном измерения 0 - 125 мм с шагом дискретности цифрового отсчетного устройства 0,01 мм);
-
- концевые меры 1-Н12 ГОСТ 9038-90 (таблица 3.1, набор 12, 1 класс точности);
-
- концевые меры 1-Н11 ГОСТ 9038-90 (таблица 3.1, набор 11, 1 класс точности);
-
- магазин сопротивлений Р4831, сопротивление от 10 до 1500 Ом, класс 0,02;
-
- мера электрического сопротивления постоянного тока многозначная Р3026-2 сопротивление от 0,01 до 111111,1 Ом, пределы допускаемого отклонения действительного значения сопротивления 8=±[0,01+1,540'6 (111111/R-1)], %;
-
- катушка электрического сопротивления измерительная Р331 сопротивление 100 Ом, максимальный ток 0,1 А, класс 0,01;
-
- вольтметр В7-34А. Измерение напряжения от 0,1 до 5 В, погрешность измерений не более ±[0,02+0,01(Ukx/Ux-1)] %.
лист № 6 всего листов 6
Испытательный центр
ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" (аттестат аккредитации № 30004-08)119361, Москва, ул. Озерная, 46
тел. +7(495) 437-57-77, факс +7(495) 437-56-66.
E-mail: office@vniims.ru
Принцип работы системы основан на локальном акустическом зондировании многокомпонентного потока с изменяющейся гидродинамикой течения при помощи ультразвуковых датчиков, размещенных внутри гидродинамического измерительного канала (гидроканала), включающего два последовательно расположенных по ходу потока калиброванных измерительных участка, площади проходных сечений которых отличаются в два раза. Подсоединение контролируемого потока к гидроканалу системы производится при помощи комплекса подготовки потока (КПП-1-400) представляющего собой комплект подводящих и отводящих трубопроводов.
Система состоит из следующих элементов: доплеровские ультразвуковые преобразователи скорости, ультразвуковые преобразователи газосодержания, ультразвуковые преобразователи концентрации, преобразователи температуры и давления, измерительный гидроканал, блок вычислений.
Датчиками системы измеряются следующие параметры потока:
-
- объемная концентрация воды, абсолютная скорость газовой фазы и истинное объемное газосодержание в обоих измерительных участках;
-
- температура и давление контролируемой смеси в одном из сечений гидродинамического канала.
При отсутствии газовой фазы определяется скорость жидкой фазы, объемная концентрация воды, температура и давление измеряемой смеси. Измерение скорости многокомпонентной смеси осуществляется доплеровским методом.
Получаемые в результате работы системы первичные данные о скорости смеси, газо-содержании смеси, скорости звука в смеси, температуре и давлении смеси накапливаются в энергонезависимом архиве, с глубиной один месяц, с интервалом записи 30 с, и по специальным расчетным соотношениям, заложенным в программу обработки результатов измерений "VARPRO", вычисляются значения расходов компонент нефте-водо-газовой смеси и ее обводненность.
Система имеет два исполнения:
-УЛЬТРАФЛОУ-400-1 при комплектации распределителем РМ-БП устанавливаемым вне взрывоопасной зоны;
-УЛЬТРАФЛОУ-400-2 при комплектации вычислителем БПВИ-1 устанавливаемым в взрывоопасной зоне.
При комплектации системы распределителем РМ-БП вычисление значений параметров (расходов и обводненности) контролируемого потока производится при помощи предустановленной на ЭВМ пользователя программы VARPRO 01 с выводом значений контролируемых параметров на дисплей пользователя.
При комплектации системы вычислителем БПВИ-1 вычисление значений расходов и обводненности производится при помощи программы VARPRO 01 предустановленной в БПВИ-1, с выводом результатов на дисплей БПВИ-1 и сохранении их в энергонезависимом архиве системы.
Внешний вид системы приведен на рисунке 1.
гидроканал
Места пломбировки
ТСП9418
место пломбировки
■УПК-п
УПК-ц
УПС-у
•УПГС-у
УПГС-ш
БПВИ-1
\.
« I
Рисунок 1 - Внешний вид системы
От несанкционированного доступа все составные части системы опломбированы пломбами предприятий-изготовителей, На рисунках 2 и 3 приведены примеры пломбировки ультразвуковых преобразователей и РК-ПС соответственно.
место пломбировки
Рисунок 2
Рисунок 3
Конструкция электротехнических составных частей системы допускает их применение во взрывоопасных зонах классов 1 и 2 по ГОСТ Р 51330.9 (B-Ia согласно ПУЭ).
Разрешение на применение № РРС 00-37869 выдано Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору. Срок действия до 17.03.2015 г.
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Примечание |
Блок питания вычисления и индикации БПВИ-1 |
РБАМ.423314.001 ТУ |
1* |
по заказу |
Распределитель монтажный РМ-БП |
ЛГФИ.436112.001 ТУ |
1* |
по заказу |
Распределитель кабельный РК-ПС |
ЛГФИ.467149.003 ТУ |
1* |
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Примечание |
Преобразователь газосодержания ультразвуковой УПГС-у-60 |
ЛГФИ.414162.001 ТУ |
1* | |
Преобразователь газосодержания ультразвуковой УШ'С-ш-60 |
ЛГФИ.414162.001 ТУ |
1* | |
Преобразователь скорости ультразвуковой УПС-у-60 |
ЛГФИ.402139.001 ТУ |
1* | |
Преобразователь скорости ультразвуковой УПС-ш-60 |
ЛГФИ.402139.001 ТУ |
1* | |
Преобразователь концентрации ультразвуковой УПК-ц-60 |
ЛГФИ.414161.002 ТУ |
1* | |
Преобразователь концентрации ультразвуковой УПК-п-60 |
ЛГФИ.414161.002 ТУ |
1* | |
Термопреобразователь сопротивления ТСП 9418-36 (Г.р. № 15196-06) |
ТУ 50 95 ДДШ2.822.022 ТУ |
1* | |
Датчик давления МИДА-ДА-13П-Вн (Г.р. № 17636-06) |
ТУ 4212-044-18004487 2003 |
1* |
по заказу |
Г идроканал-400 |
ЛГФИ.302435.035 |
1 | |
Комплекс подготовки потока КШ1-1-400 |
ЛГФИ.302435.083 |
1 | |
Комплекс монтажно-установочный КМУ-3-400 |
ЛГФИ.301224.023 |
1 |
по заказу |
Программное обеспечение VARPRO |
1** | ||
Эксплуатационная документация: Руководство по эксплуатации Формуляр Руководство по монтажу |
ЛГФИ.611137.001 РЭ ЛГФИ.611137.003 ФО ЛГФИ.611137.001 ИМ |
1 1 1 |
по заказу |
Методика поверки |
РБАМ.423314.001 МИ |
1 | |
* Поставляются в комплекте с эксплуатационной документацией ** Программа "VARPRO" установлена в БПВИ-1 или во внешней ЭВМ |
Наименование параметра |
Значение |
Диапазоны измерений | |
Расход сырой нефти, м3/сут (т/сут) 1) |
от 20 до 400 |
Расход свободного нефтяного газа, м3/сут 2) |
от 40 до 1000 |
Обводненность, % |
от 0 до 100 |
Температура, °С |
от -4 до +80 |
Давление, МПа |
от 0 до 10,0 3) |
Пределы Допускаемой абсолютной погрешности измерений | |
Температура, °С |
±[(0.3+0,005^|)+ (0.2+0,005|t-20|)] 4) |
Обводненность, %: | |
при содержании воды от 0 до 70 % |
±1,0 |
при содержании воды от 70 до 98 % 5) |
±1,2 |
ПреДелы Допускаемой относительной погрешности измерений | |
Расход сырой нефти, % |
±2,0 (±2,5) |
Расход нефти, %: | |
при содержании воды от 0 до 70 % |
±6,0 |
при содержании воды от 70 до 95 % |
±15,0 |
при содержании воды от 95 до 98 % |
±30,0 |
Расход свободного нефтяного газа, % |
±4,0 |
Текущее время, % |
±0,01 |
Время наработки, % |
±0,1 |
ПреДелы Допускаемой приведенной погрешности измерений | |
Давление, % от верхнего предела измерений |
±1,5 |
|
я при наличии данных о плотности нефти |
- верхний предел диапазона измерений давления определяется при заказе датчика давле- | |
ния, но не более 10 МПа 4) - t - измеряемая температура | |
) - погрешность измерений обводненности свыше 98 % не нормируется |
Падение давления на гидроканале не более 40 кПа (0,4 кгс/см2).
Электропитание - переменное напряжение ( 220-2323 ) В, частотой (50±1) Гц.
Потребляемая мощность не более 250 В^ А.
Средний срок эксплуатации - 10 лет.
Габаритные размеры гидроканала системы не более 1400x470x460 мм.
Масса не более 100 кг.
Параметры контролируемой нефте-водо-газовой смеси:
-
- вязкость не более 300 мм2/с (сСт);
-
- минерализация не более 200 г/дм3 (г/л);
-
- механические примеси не более 2 %.
Условия эксплуатации:
Диапазон рабочих температур от минус 40 до плюс 50 °С.
Воздействие относительной влажности до 100 % при температуре плюс 30 °С и более низких температурах с конденсацией влаги в соответствии с требованиями ГОСТ Р 529312008 к группе исполнения С2.