69925-17: АГЗУ-120М-4,0 Установки измерительные групповые автоматизированные - Производители, поставщики и поверители

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
Скачать
69925-17: Описание типа СИ Скачать 159.1 КБ
69925-17: Методика поверки НА.ГНМЦ.0149-17 МП Скачать 5.2 MБ
Нет данных о поставщике
Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ-120М-4,0 поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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 766
Найдено поверителей 6
Успешных поверок (СИ пригодно) 766 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 21.11.2024

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

69926-17
CTU Преобразователи термоэлектрические
Фирма "APLISENS S.A.", Польша
Преобразователи термоэлектрические CTU (далее по тексту - термопреобразователи или ТП) предназначены для измерений температуры жидких, газообразных и сыпучих сред, не агрессивных к материалу защитного корпуса ТП.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1555 ПСП «Ленск» (далее - СИКН) предназначена для автоматического учета нефти, поступающей на ПСП от объектов нефтедобычи ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» и подаваемой на вход НПС-12 для тран...
Системы автоматизированные контроля и регистрации технологических параметров генератора АСКГ (далее - системы) предназначены для измерений технологических параметров турбо- и гидрогенераторов и обеспечения непрерывного автоматического контроля, предс...
69929-17
МК202 Контроллеры программируемые
ООО "Завод МикроДАТ", г.Белгород
Контроллеры программируемые модели МК202 (далее - контроллеры) предназначены для измерений выходных аналоговых сигналов от первичных измерительных преобразователей в виде напряжения и силы постоянного тока, сигналов термопар и термопреобразователей с...
69930-17
CO2-Selector Анализаторы жидкости
Компания "Haffmans B.V.", Нидерланды
Анализаторы жидкости СО2-8е1ес1ог (далее анализаторы) предназначены для измерений температуры жидкости, парциального давления и массовой концентрации растворенной двуокиси углерода в жидкостях.