НПП АМ ВСН АМ Влагомер сырой нефти

Требования к точности и достоверности результатов измерений и учета добытых полезных ископаемых изложены в основополагающих нормативны-правовых документах, дающие право внедрения государственного комплекса:

• Закон «О недрах»;
• Закон «Об обеспечении единства измерений»;
• Закон «Об энергосбережении»;
• Декларации ВТО;
• Поручение Президента РФ и Правительства РФ Минэнерго РФ о создании государственной системы «Нефтеконтроль».
• ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа»;
• Технический регламент таможенного союза «О требованиях к средствам измерений показателей нефти и продуктов переработки».

Конструктивно каждый влагомер выполняется из двух функциональных частей, это первичный преобразователь и вторичный прибор — блок вычислений, который устанавливается вне взрывоопасной зоны. Первичный преобразователь выполняется в виде измерительного трубопровода различного диаметра, на котором установлены устройства определения содержания воды, нефти в сырой нефти, датчики преобразования давления, датчик температуры. Измеренные величины указанных устройств и датчиков используются для вычислений параметров сырой нефти. Вторичный прибор — блок вычислений (БВ) представляет собой шкаф, где размещены: контроллер для вычислений, аналого-цифровой преобразователь, барьеры искрозащиты.

Принцип работы основан на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от содержания в ней воды. Электрод преобразователя, меняет емкость нагрузки генератора, в зависимости от содержания воды и нефти в водонефтяной смеси, вследствие чего изменяется частота выходного сигнала: %W=

• Пределы допускаемого значения абсолютной погрешности измерения содержания воды, объемная доля в поддиапазонах:

от 0 до 70,0 %-± 1,0%;

от 70,0до 99,9 %-± 1,5%.

Представление результатов измерений — в цифровом виде с ценой деления 0,001

Характеристики ВСН АМ

• Диапазон измерений содержания нефти, объемная доля, 2,0 -99,9%.
• Диапазон измерений содержания воды, объемная доля, 0,1 -99,9%.
• Пределы допускаемого значения относительной погрешности измерения содержания нефти, объемная доля в поддиапазонах: от 30,0 до 99,9 % — ± 4,0%; от 5,0 до 30,0 %-± 10,0%; от 2,0 до 5,0 %-± 18,0%.