Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ-120М-4,0
| Номер в ГРСИ РФ: | 69925-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Серафимовский опытный завод автоматики и телемеханики", с.Серафимовский, Республика Башкортостан |
Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-120М-4,0» (далее -установки) предназначены для измерений массового расхода и массы сырой нефти, объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, массового расхода и массы сырой нефти без учета воды.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 69925-17 |
| Наименование | Установки измерительные групповые автоматизированные |
| Модель | АГЗУ-120М-4,0 |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 21.12.2022 |
Производитель / Заявитель
ООО "Серафимовский опытный завод автоматики и телемеханики", с.Серафимовский
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 789 |
| Найдено поверителей | 6 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 789 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 69925-17: Описание типа СИ | Скачать | 159.1 КБ | |
| 69925-17: Методика поверки НА.ГНМЦ.0149-17 МП | Скачать | 5.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-120М-4,0» (далее -установки) предназначены для измерений массового расхода и массы сырой нефти, объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, массового расхода и массы сырой нефти без учета воды.
Описание
Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, после разделения в сепараторе газожидкостной смеси, поступающей из скважины, на сырую нефть и свободный нефтяной газ. При подключении к установке более одной скважины, измерение количества продукции скважин производится отдельно для каждой скважины в установленном порядке. Порядок проведения измерений по каждой скважине, в том числе периодичность и длительность замеров, устанавливается при проведении пуско-наладочных работ установок на месте эксплуатации в зависимости от производительности подключенных скважин.
Конструктивно установки состоят из технологического (далее - БТ) и аппаратурного (далее - БА) блоков, которые представляют собой отдельные блок-боксы и могут монтироваться как на едином основании, так и раздельно. Возможно исполнение БА в виде утепленного шкафа или размещение комплектующих БА в помещении заказчика.
В состав БТ входят измерительный и распределительный модули. Так же предусмотрено исполнение установки без распределительного модуля (односкважинный вариант). В односкважинном исполнении газо-жидкостная смесь (далее - ГЖС) подаётся от одной скважины или через внешнее переключающее устройство не входящее в комплект поставки АГЗУ.
В состав измерительного модуля БТ может входить следующее оборудование и средства измерений (СИ):
- сепаратор;
- трубопроводная обвязка с запорной и (или) регулирующей арматурой, дренажной системой и узлом отбора проб (узел отбора проб устанавливается по отдельному требованию заказчика);
- счетчик-расходомер массовый (для измерений массового расхода и массы сырой нефти);
- счетчик расходомер массовый или счетчик (расходомер) объемного расхода газа (для измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям);
- средство измерений влагосодержания сепарированной жидкости (устанавливается по отдельному требованию заказчика, при отсутствии данного СИ масса сырой нефти без учета воды определяется на основании измерений массовой доли воды в сырой нефти, осуществляемых в лаборатории или с применением канала измерений плотности счетчика-расходомера массового);
- датчики давления;
- датчики температуры;
- счетчик (расходомер) объемного расхода сепарированного нефтяного попутного газа, идущего на технологические нужды (устанавливается по отдельному требованию заказчика);
- счетчик жидкости турбинный ТОР, либо трубная катушка для его установки (устанавливается по отдельному требованию заказчика);
- манометры;
- устройство определения уровня жидкости в сепараторе (может быть реализовано на основе СИ разности давлений, СИ гидростатического давления столба жидкости, поплавкового устройства, сигнализаторов уровня, либо другого устройства измерения уровня);
- СИ содержания свободного и растворенного газа в сырой нефти (устанавливается по отдельному требованию заказчика);
- СИ содержания капельной жидкости в попутном нефтяном газе после сепарации (устанавливается по отдельному требованию заказчика);
- системы обогрева, освещения, приточно-вытяжной вентиляции, пожарной и газосигнализации;
- система нагрева ГЖС.
В БА размещены:
- шкаф контроля и управления с системой обработки информации (СОИ) и вторичными блоками средств измерений, входящими в состав АГЗУ;
- силовой шкаф;
- системы обогрева, освещения, приточно-вытяжной вентиляции, пожарной и газосигнализации;
- система автоматического ввода резервного питания (АВР) (устанавливается по отдельному требованию заказчика);
- система телемеханики (устанавливается по отдельному требованию заказчика).
В составе СОИ, в зависимости от комплектации, могут входить следующие контроллеры:
- контроллер SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305,
модификаций SCADAPack32, SCADAPack350, SCADAPack357;
- контроллер SCADAPack на основе измерительных модулей 5000, модификаций SCADAPack32, SCADAPack334;
- контроллер программируемый логический MKLogic200;
- контроллер измерительный R-AT-MM;
Вариант компоновки установок и их состав определяются на основании характеристик рабочей среды, требуемых параметров расходов сырой нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти, а также отдельных требований заказчика.
В зависимости от производительности установки выпускаются в трех модификациях -«АГЗУ-120М-4,0-400», «АГЗУ-120М-4,0-700», «АГЗУ-120М-4,0-1500».
Перечень основных СИ, которыми комплектуются установки, приведен в таблице 1. Средства измерений, входящие в состав установки, определяются на основании требований опросного листа на установку или технического задания заказчика.
Таблица 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок
|
Наименование |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
|
1 |
2 |
|
Счетчик-расходомер массовый «MicroMotion» |
45115-16 |
|
Счетчик жидкости массовый MACK |
12182-09 |
|
Расходомер массовый «Optimass» |
53804-13 |
|
Расходомер массовый «Promass» |
15201-11 |
|
Расходомер массовый «Promass 100» |
57484-14 |
|
Расходомер массовый Promass (модификации Promass 300, Promass 500) |
68358-17 |
Окончание таблицы 1
|
1 |
2 |
|
Счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS |
27054-14 |
|
Счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS |
75394-19 |
|
Счетчик-расходомер массовый «ЭМИС-МАСС 260» |
42953-15, 77657-20 |
|
Счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-Фломак |
47266-16 |
|
Счетчик-расходомер массовый Штрай-Масс |
70629-18 |
|
Счетчик-расходомер массовый МИР |
68584-17 |
|
Датчик расхода газа ДРГ.М |
26256-06 |
|
Счетчик газа вихревой СВГ |
13489-13 |
|
Датчик расхода газа ультразвуковой корреляционный DYMETIC-1223 |
37419-08 |
|
Счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 |
43981-11 |
|
Расходомер счетчик вихревой OPTISWIRL 4070 |
52514-13 |
|
Расходомер счетчик вихревой OPTISWIRL 4200 |
74011-19 |
|
Преобразователь расхода вихревой «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» |
42775-14 |
|
В ычислительУВП-280 |
53503-13 |
|
Прибор вторичный теплоэнергоконтроллер ИМ2300 |
14527-17 |
|
Влагомер сырой нефти «ВСН-2» |
24604-12 |
|
Влагомер сырой нефти «ВСН-АТ» |
42678-09 |
|
Влагомер сырой нефти «ВОЕСН» |
32180-11 |
|
Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК |
51343-12 |
|
Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК-Т |
59365-19 |
|
Влагомер микроволновый поточный МПВ700 |
65112-16 |
|
Влагомер оптический емкостный сырой нефти АМ-ВОЕСН |
78321-20 |
|
Измерители обводненности Red Eye |
47355-11 |
|
Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305, модификаций SCADAPack32, SCADAPack350, SCADAPack357 |
56993-14 |
|
Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5000, модификаций SCADAPack32, SCADAPack334 |
50107-12 |
|
Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330/330Е), 350/357 (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575 |
69436-17 |
|
Контроллер программируемый логический МКLogic200 |
67996-17 |
|
Контроллер измерительный R-AT-MM |
61017-15 |
Рисунок 1 - Внешний вид установки АГЗУ.
Пломбирование установок от несанкционированного доступа не требуется.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СОИ предназначено для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей параметров, вычислений массы и среднего массового расхода сырой нефти, массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, объема и среднего объемного расхода нефтяного газа, приведения этих параметров к стандартным условиям, передачи измерительной информации на верхний уровень и управляющей информации на блок сигнализации и управления.
В процессе измерений СОИ принимает информацию от измерительных преобразователей параметров, усредняет, по соответствующим алгоритмам, обрабатывает, формирует измерительную информацию, протоколирует, индицирует, регистрирует, хранит результаты прямых измерений и вычислений по каждой скважине за период не менее одного месяца и передает по каналам связи на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора измерительной информации систем телемеханики или центральных серверов корпоративных баз данных) архивную информацию и информацию о текущих результатах измерений.
Комплекс ПО состоит из двух частей:
1. ПО операторской панели.
2. ПО контроллера.
ПО контроллера является метрологически значимой частью программного обеспечения. ПО операторской панели расчетов и обработки данных не выполняет, и является только средством визуального интерфейса пользователя.
Исполняемый код ПО контроллера СОИ, результаты измерений хранятся в энергонезависимой памяти контроллера СОИ. Замена исполняемого кода ПО контроллера СОИ, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.
Идентификационные данные программного обеспечения представлены в Таблице 2.
Уровень защиты ПО установок «средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО установок.
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||||
|
R-AT-MM |
SCADAPack 32 |
SCADAPack 350/357 |
SCADAPack 334 |
MKLogic200 | |
|
Идентификационное наименование ПО |
R-AT- MM32 |
АГЗУ-120М- 4,0 |
АГЗУ-120М- 4,0 |
АГЗУ-120М- 4,0 |
MK201 firmware |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже V0.5.7 |
не ниже 2.25 |
не ниже 1.0.1 |
не ниже 1.0.0 |
0.0.1.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
— |
— |
— |
— |
4A715412 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
— |
— |
— |
— |
CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение | ||
|
«АГЗУ-120М-4,0-400» |
«АГЗУ-120М-4,0-700» |
«АГЗУ-120М-4,0-1500» | |
|
Массовый расход сырой нефти1, т/сут (кг/мин) |
от 2,4 до 400 (от 1,7 до 278) |
от 2,4 до 700 (от 1,7 до 480) |
от 2,4 до 1500 (от 1,7 до 1000) |
|
Объемный расход свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям1, м3/сут (м3/мин), не более |
120000 (83) |
210000 (145) |
450000 (312) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода и массы сырой нефти, % |
±2,5 | ||
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях), %: - от 0 до 70% - свыше 70 до 95% |
±6,0 ±15,0 | ||
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % |
±5,0 | ||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение | ||
|
«АГЗУ-120М-4,0-400» |
«АГЗУ-120М-4,0-700» |
«АГЗУ-120М-4,0-1500» | |
|
Рабочее давление, МПа, не более |
4,0 | ||
|
Диапазон температуры рабочей среды, °С |
от 0 до +90 | ||
|
Массовая доля воды в сырой нефти*, %, не более |
99 | ||
|
Плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м3, не более |
1200 | ||
|
Вязкость среды в рабочих условиях, мм2/с, не более |
500 | ||
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,2 | ||
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38 / 220 ±22 50±1 | ||
|
Потребляемая мощность, кВ^А, не более |
20 | ||
|
Габаритные размеры, не более: а) блок технологический: - длина - ширина - высота б) блок аппаратурный: - длина - ширина - высота |
7000 3250 3250 3200 3200 3200 |
7500 3250 3250 3200 3200 3200 |
12000 3250 3250 3200 3200 3200 |
|
Масса, кг, не более: - блок технологический; - блок аппаратурный |
15000 5000 |
18000 5000 |
20000 5000 |
|
Количество подключаемых скважин, шт. |
до 14 | ||
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность окружающего воздуха, % |
от -60 до +40 от 96 до 104 до 80 | ||
|
Средний срок службы, лет |
25 | ||
|
Средняя наработка на отказ, ч |
80000 | ||
* - измерения массы сырой нефти без учёта воды производится только при значении объемной доли воды в нефти не более 95 %.
Знак утверждения типа
наносится в верхнем левом углу титульного листа руководства по эксплуатации установки типографским способом и на таблички технологического и аппаратурного блока - методом гравировки или шелкографией.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установка измерительная групповая автоматизированная, в том числе: Блок технологический Блок автоматики |
«АГЗУ-120М-4,0-ХХХ» |
1 шт. |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Паспорт |
- |
1 экз. |
|
Методика поверки |
НА.ГНМЦ.0149-17 МП с изменением № 1 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-120М-4,0». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0149-17 МП с изменением № 1, утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 15 мая 2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 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 %;
- рабочий эталон 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 %;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав установок.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в паспорте установки.
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе МН 715-2016 «ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа извлекаемых из недр. Методика измерений установками измерительными групповыми автоматизированными «АГЗУ-120М-4,0», с изменениями №№ 1, 2, 3, ФР.1.29.2018.31220.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых 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 4318-211-80025474-2015 Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ -120М». Технические условия
Смотрите также
