Назначение
Влагомеры сырой нефти поточные универсальные УВСНП (далее - влагомеры) предназначены для непрерывного измерения влагосодержания в объемных долях воды в % в сырой нефти в потоке.
Измеряемая среда - водонефтяная смесь после предварительной сепарации газа.
Влагомеры применяются: при технологических процессах добычи и подготовки нефти на нефтедобывающих предприятиях, при коммерческом учете сырой нефти.
Описание
Принцип действия влагомера основан на измерении изменения диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси в СВЧ диапазоне сигнала.
Конструктивно влагомер состоит из двух основных частей: первичного измерительного преобразователя (далее - ПП) и вторичного измерительного преобразователя - блока электроники (далее - БЭ).
ПП устанавливается на байпасной линии отрезка трубопровода рабочего сечения с внутренним диаметром от 50 до 200 мм, с помощью переходных соединительных трубопроводов с Ду 50 на требуемое сечение. На одном из подводящих патрубков ПП в специальное посадочное место в защитной гильзе установлен датчик температуры (модель NTC Thermistor 10k@25°C, терморезистивного типа). На другом подводящем патрубке влагомера в специальное посадочное место установлен датчик давления пьезорезистивного типа (модель Honeywell, серия MLH). Датчики температуры и давления используются в составе влагомера для коррекции измеряемой величины.
БЭ состоит из двух основных составных частей - блока вычисления и отображения (далее - БВО), и блока искрозащиты (далее - БИЗ). Питание в БЭ поступает от внешней сети 220 В и имеет искробезопасное исполнение. Через соединительный кабель БЭ подает электропитание на ПП, передает команды управления измерениями в ПП и принимает оцифрованные результаты измерений. В ПП высокочастотный (ВЧ) блок, плата контроллера и соединительная плата образуют систему измерения сигналов (далее - СИС). СИС осуществляет генерацию ВЧ сигнала, первичную обработку отраженного ВЧ сигнала и сигналов датчиков, передачу их в цифровой форме через искробезопасную цепь кабеля и генерацию ВЧ сигнала, первичную обработку отраженного ВЧ сигнала и сигналов датчиков, передачу их в цифровой форме через искробезопасную цепь кабеля и блока искрозащиты по протоколу RS485 в блок вычисления и отображения (далее - БВО) для дальнейшего вычисление влагосодержания измеряемой среды. БВО выполняет программу обработки данных, формируя команды для платы, и передаёт их по каналу связи, проходящему через БИЗ. БИЗ выполняет две функции: обеспечивает искрозащиту при питании и обеспечивает усиление, гальваническую развязку и защиту линий связи с узлами, размещаемыми в ПП.
Влагомеры выпускаются в двух модификациях в зависимости от диапазона измерений.
Вид климатического исполнения ПП влагомера - УХЛ 1, БЭ влагомера - УХЛ 4 по ГОСТ 15150.
ПП влагомера соответствует требованиям ГОСТ Р 51330.10, ГОСТ Р 51330.0, имеет маркировку взрывозащиты "ExibIIAT6X" и может устанавливаться во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок согласно гл. 7.3 ПУЭ.
БЭ влагомера с выходными искробезопасными электрическими цепями уровня "ib" соответствует требованиям Г OCT Р51330.10-99, имеет маркировку взрывозащиты [Exib] ПА и предназначен для установки во вне взрывоопасных зон помещений и наружных установок.
Технические характеристики
| Технические характеристики | Модификации влагомера |
| Диапазон измерений, объемная доля воды, % | 0,01 4-99,9 | 0,01 -г 30,0 |
| 1 | 2 |
| Пределы допускаемых значений основной абсолютной погрешности, объемная доля воды, %, не более, в поддиапазонах влагосодержания: (0,01 - 10,0) %, объемная доля воды (10,0 - 30,0) %, объемная доля воды (0,01 - 50,0) %, объемная доля воды (0,50 - 99,9) %, объемная доля воды | ±0,5 ±1,0 | ±0,15 ±0,4 |
| Дополнительная погрешность влагомера при изменении температуры измеряемой среды на 1,0 °C от градуированного значения температуры, не более, объемная доля воды, %, в поддиапазонах влагосодержания: (0,01 - 10,0) %, объемная доля воды (10,0 - 30,0) %, объемная доля воды (0,01 - 50,0) %, объемная доля воды (50,0 -99,9) %, объемная доля воды | ±0,05 ±0,1 | ±0,02 ±0,03 |
| Дополнительная погрешность влагомера при изменении давления на 0,1 МПа от градуированного значения давления, объемная доля воды, %, не более | 0,1 |
| Дополнительная погрешность влагомера при изменении плотности измеряемой среды на 1,0 кг/м3 от градуированного значения плотности, объемная доля воды, %, не более | 0,03 |
| 1 | 2 |
| Средняя наработка на отказ с доверительной вероятностью 0,8, часов, не менее | 5000 |
| Температура окружающей среды при эксплуатации, °C - для ПП - для БЭ | -40...+40 +5....+40 |
| Относительная влажность окружающего воздуха, не более, % - для ПП - для БЭ (при 25 °C) | 100 80 |
| Диапазон атмосферного давления для ПП и БЭ, кПа | от 84 до 106,7 |
| Температура измеряемой среды,°C | +3...+65 |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | 770-1190 |
| Давление измеряемой среды в трубопроводе МПа, не более | 4,0 |
| Остаточное содержание свободного газа (при влагосодержании менее 20 %, объемная доля), объемная доля, %, не более | 3,0 |
| Режим потока измеряемой среды | Турбулентный |
| Скорость потока измеряемой среды через ПП, не менее, м/с в поддиапазонах влагосодержания: (0,01 - 50,0) %, объемная доля воды (50,0 - 99,9) %, объемная доля воды | 0,5 1,0 |
| Масса, кг, не более - ПП влагомера - БЭ влагомера | 50 10 |
| Габаритные размеры, мм, не более - ПП влагомера - БЭ влагомера | 1100x300 520x310x300 |
| Степень защиты оболочки: ПП влагомера БЭ влагомера | IP 67 IP 30 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа средства измерений наносится методом шелкографии в средней части лицевой панели БЭ, а также на торце ПП, противоположном торцу подключения кабеля питания и передачи сигнала.
В эксплуатационной документации знак утверждения типа средства измерений типографским способом на первой странице руководства по эксплуатации по середине и выше от надписи «УНИВЕРСАЛЬНЫЙ ВЛАГОМЕР СЫРОЙ НЕФТИ ПОТОЧНЫЙ УВСНП».
Комплектность
| Наименование | Количество | Примечание |
| 1. Первичный преобразователь 2. Блок электроники 3. Кабель межблочный соединительный 4. Электронный монтажный комплект 5. Паспорт 6. Руководство по эксплуатации 7. Инструкция по монтажу, пуску, регулированию и по обкатке изделия 8. Методика поверки | 1 шт. 1 шт. 1 шт. 1 шт. 1 экз. 1 экз. 1 экз. 1 экз. 1 экз. | |
Поверка
Поверка влагомеров выполняется по методике «ГСИ. Влагомер сырой нефти универсальный поточный УВСНП. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» 28.05.2010 г.
Основное поверочное оборудование:
- стенд испытательный динамический ИДС-УВСН;
- установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01 ТУ 50.582-86.
Межповерочный интервал влагомера -1 год.
Нормативные документы
ТУ 21552-001-79951247-2007 Влагомер сырой нефти универсальный поточный. Технические условия
Заключение
Тип «Влагомеры сырой нефти поточные универсальные УВСНП» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, включен в действующую государственную поверочную схему и метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.
Разрешение, на применение, выданное Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору № РСС 00-30070 от 25.06.2008г. Сертификат соответствия № РОСС RU.TB06.B00480 (срок действия с 14.03.2008 г. по 14.03.2011 г.) требованиям нормативных документов: ГОСТ Р 51330.0-99, ГОСТ Р 51330.10-99 выдан органом по сертификации РОСС RU.0001.11TB05 взрывозащищенных средств измерений контроля и элементов автоматики ФГУП «ВИИФТРИ» ОС ВСИ «ВНИИФТРИ».
