Системы измерительные параметров нефте-водо-газовой смеси УЛЬТРАФЛОУ-2000, исп. УЛЬТРАФЛОУ 2000-1,УЛЬТРАФЛОУ 2000-2. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Системы измерительные параметров нефте-водо-газовой смеси УЛЬТРАФЛОУ-2000, исп. УЛЬТРАФЛОУ 2000-1,УЛЬТРАФЛОУ 2000-2

Основные
Тип УЛЬТРАФЛОУ-2000, исп. УЛЬТРАФЛОУ 2000-1,УЛЬТРАФЛОУ 2000-2
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 2872 от 16.06.11 п.03
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 43017
Срок действия сертификата 16.06.2016
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ЛГФИ.611137.001 ТУ
Тип сертификата (C - серия/E - партия) С

Назначение

Системы измерительные параметров нефте-водо-газовой смеси "УЛЬТРАФЛОУ-2000" (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.

Описание

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-1-2000) 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, га-зосодержании 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-2000-1 при комплектации распределителем РМ-БП устанавливаемым вне взрывоопасной зоны;

- УЛЬТРАФЛОУ-2000-2 при комплектации вычислителем БПВИ-1 устанавливаемым во 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 с выводом значений контролируемых параметров на дисплей пользователя.

При комплектации системы вычислителем БПВИ-1 вычисление значений расходов и обводненности производится при помощи программы VARPRO предустановленной в

лист № 2

всего листов 6

БПВИ-1, с выводом результатов на дисплей БПВИ-1 и сохранении их в энергонезависимом архиве системы.

Внешний вид системы приведен на рисунке 1.

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 распределителя РК-ПС соответственно.

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.

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.

Технические характеристики

Наименование параметра

Значение

Диапазоны измерений

Расход сырой нефти, м3/сут (т/сут) 1)

от 200 до 2000

Расход свободного нефтяного газа, м3/сут 2)

от 200 до 5000

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|t|)+ (0.2+0,005|t-20|)] 4)

Обводненность, %:

при содержании воды от 0 до 70 %

при содержании воды от 70 до 98 % 5)

±1,0

±1,2

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

Расход сырой нефти, %

±2,0 (±2,5)

Расход нефти, %:

при содержании воды от 0 до 70 %

при содержании воды от 70 до 95 %

при содержании воды от 95 до 98 %

±6,0

±15,0

±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

1) - измерения массового расхода обеспечиваются при наличии данных о плотности нефти и воды, определенных по аттестованным МВИ

2) - при рабочих условиях измерений

3)             ..                                              „

- верхний предел диапазона измерений давления определяется при заказе датчика давления, но не более 10 МПа 4)

- t - измеряемая температура

5) - погрешность измерений обводненности свыше 98 % не нормируется

Падение давления на гидроканале не более 40 кПа (0,4 кгс/см2).

+22

Электропитание - переменное напряжение ( 220-33 ) В, частотой (50±1) Гц.

Потребляемая мощность не более 250 ВА.

Средний срок эксплуатации - 10 лет.

Габаритные размеры гидроканала системы не более 1400x590x590 мм.

Масса не более 200 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 52931-2008 к группе исполнения С2.

Знак утверждения типа

наносится на лицевую панель распределителя кабельного РК-ПС фотопечатью и на титульный лист формуляра типографским способом.

Комплектность

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*

Преобразователь газосодержания ультразвуковой УПГС-у-150

ЛГФИ.414162.001 ТУ

1*

Наименование

Обозначение

Количество

Примечание

Преобразователь газосодержания ультразвуковой УПГС-ш-150

ЛГФИ.414162.001 ТУ

1*

Преобразователь скорости ультразвуковой УПС-у-150

ЛГФИ.402139.001 ТУ

1*

Преобразователь скорости ультразвуковой УПС-ш-150

ЛГФИ.402139.001 ТУ

1*

Преобразователь концентрации ультразвуковой УПК-ц-150

ЛГФИ.414161.002 ТУ

1*

Преобразователь концентрации ультразвуковой УПК-п-150

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-2000

ЛГФИ.302435.035

1

Комплекс подготовки потока КШ1-1-2000

ЛГФИ.302435.083

1

Комплекс монтажно-установочный КМУ-3-2000

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 ИМ

1

* Поставляются в комплекте с эксплуатационной документацией

* * Программа "VARPRO" установлена в БПВИ-1 или во внешней ЭВМ

Поверка

осуществляется по документу "ГСИ. Система измерительная параметров нефте-водо-газовой смеси УЛЬТРАФЛОУ. Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в феврале 2011 г.

Основное поверочное оборудование:

- установка поверочная газожидкостная КП 2000 расход жидкости от 5,0 до 2000 м3/сут, расход газа от 96,0 до 2400 м3/сут; погрешность измерений расхода жидкости ±0,8 %, расхода газа ±1,5 %, давления ±0,4 % от ВПИ, температуры ±0,5 °С;

- штангенциркуль типа ШЦЦ-1-200-0,01 ГОСТ 166-89 (штангенциркуль типа I с диапазоном измерения 0 - 200 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)] %.

Сведения о 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 документы

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.

Рекомендации к применению

выполнение торговых и товарообменных операций.

Развернуть полное описание