72801-18: АГЗУ-НГИ Установки измерительные групповые автоматизированные - Производители, поставщики и поверители

Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ-НГИ

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 72801-18
Производитель / заявитель: ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг", г.Уфа
Скачать
72801-18: Описание типа СИ Скачать 267.9 КБ
72801-18: Методика поверки МП 0776-9-2018 Скачать 8.1 MБ
Нет данных о поставщике
Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ-НГИ поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-НГИ» (далее -установки) предназначены для измерений массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды (нефти), измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 72801-18
Наименование Установки измерительные групповые автоматизированные
Модель АГЗУ-НГИ
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) 17.10.2023
Производитель / Заявитель

ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг", г.Уфа

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 3
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 3 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

72801-18: Описание типа СИ Скачать 267.9 КБ
72801-18: Методика поверки МП 0776-9-2018 Скачать 8.1 MБ

Описание типа

Назначение

Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-НГИ» (далее -установки) предназначены для измерений массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды (нефти), измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.

Описание

Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды (нефти), измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, после разделения в сепараторе.

Установки состоят из следующих основных составных частей, размешенных в блок-боксах:

- блок технологический (далее - БТ);

- блок аппаратурный (далее - БА).

Конструкция установок предусматривает несколько типовых вариантов исполнения.

В зависимости от варианта исполнения, установки могут комплектоваться средствами измерений (далее - СИ) различных типов.

Сепаратор служит для разделения нефтегазоводяной смеси, поступающей из скважины на свободный попутный нефтяной газ (далее - СНГ) и на нефтеводяную смесь.

На жидкостной линии после сепаратора установлено запорно-регулирующее устройство, соединяющее его с коллектором и обеспечивающее возможность пропуска жидкости через СИ расхода.

На газовой линии после сепаратора также установлено запорно-регулирующее устройство. Оно служит для создания перепада давления между сепаратором и общим трубопроводом. При открытии запорного устройства происходит пропуск газа в сборный коллектор.

Оборудование в БТ изготовлено во взрывозащищенном исполнении, в БА -общепромышленном.

БА предназначен для размещения, укрытия и обеспечения нормальных условий работы устанавливаемого в нем оборудования.

В БА установлено следующее оборудование:

- шкаф низковольтных комплектных устройств НКУ;

- шкаф контроля и управления на базе контроллеров общепромышленного исполнения;

- прибор приемно-контрольный охранно-пожарный.

Установки оснащены электрическим освещением, обогревателями, естественной и принудительной вентиляцией, газоанализатором, охранно-пожарной сигнализацией.

Перечень основных СИ, которыми комплектуются исполнения установок, 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 средства измерений

Регистрационный номер

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion

45115-16

Счетчик-расходомер массовый СКАТ

60937-15

Массовый расходомер ЭМИС-МАСС 260

42953-15

Счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-Фломак

47266-16

Расходомер массовый Promass

15201-11

Счётчик газа вихревой СВГ.М

13489-13

Влагомер сырой нефти ВОЕСН

32180-11

Влагомер сырой нефти ВСН-2

24604-12

Влагомер поточный ВСН-АТ

62863-15

Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2

63044-16

Датчики давления Метран-150

32854-13

Преобразователь давления измерительный APC, APR, PC, PR

67276-17

Преобразователи (датчики) давления измерительные EJ

59868-15

Преобразователи давления измерительные IPT-10, IPT-11, UPT-20, UPT-21, DPT-10

67911-17

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТххУ-205

68499-17

Термопреобразователи сопротивления с выходным унифицированным сигналом TR21-A-xTT, TR21-A-xTB, TR21-B-xTT, TR21-B-xTB, TR21-C-xTT, TR21-C-xTB, TR3O-W, TR31-x-z-TT, TR33-Z-TT, TR34-x-TT, TR12-B и TSD-30

64798-16

Термопреобразователи универсальные ТПУ 0304

50519-17

Преобразователи измерительные YTA мод. YTA70

26112-08

Контроллер программируемый SIMATIC S7-1200

63339-16

Контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack 32/32P, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), (350/357Е),321,313, 337Е, 570/575

56993-14

Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе платформы Logix D

64136-16

Системы управления модульные Х20

57232-14

Комплексы программно-технические МЕГА

48782-11

Общий вид средства измерений представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид средства измерений

Пломбирование установок измерительных групповых автоматизированных «АГЗУ-НГИ» не предусмотрено.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) установок обеспечивает реализацию функций установок. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется автоматическим контролем целостности метрологически значимой части ПО, путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентиф икационные данные (признаки)

Значение

SCADAPack3хх

SCADAPack32

МЕГА

Идентиф икационное наименование ПО

ngiflow-sp300

ngiflow-sp32

Цикло-машина опроса «Ротор»

Mega OPCDA Server

Номер       версии

(идентификационный номер) ПО

30.2.53.1

32.12.35.7

10ХХ.Х сборкаХХХ

10Х.Х.Х.ХХХ

Цифровой идентификатор ПО

8CB1822C

B2BF942A

79OO413CO9DO

58BD0A7E70D

B8B8C65B73

23С6ЕА040929 354C928D66FC F66D40D4

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

CRC-32

CRC-32

md5

md5

Продолжение таблицы 2

Идентиф икационные данные (признаки)

Значение

Logix D

Х20

SIMATIC S7-1200

Идентиф икационное наименование ПО

ngiflow-cl

ngiflow-x20

ngiflow-tia

Номер       версии

(идентификационный номер) ПО

30.2.53.1

20.6.86.11

12.2.5.4

Цифровой идентификатор ПО

8CB1822C

86B5E126

9EB1B229

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

CRC-32

CRC-32

CRC-32

Технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблице 3 и 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Массовый расход нефтегазоводяной смеси, т/сут:

- «АГЗУ-НГИ»-120

- «АГЗУ-НГИ»-400

- «АГЗУ-НГИ»-800

- «АГЗУ-НГИ»-1500

от 2,4 до 120

от 10 до 400

от 10 до 800 от 24 до 1500

Объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, м3/сут, не более:

- «АГЗУ-НГИ»-120

- «АГЗУ-НГИ»-400

- «АГЗУ-НГИ»-800

- «АГЗУ-НГИ»-1500

14400

120000

240000

450000

Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси*, %

±2,5

Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды при содержании воды (в объемных долях)*, %: - от 0 до 70% - свыше 70 до 95% - свыше 95%

±6 ±15

не нормируется

Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям*, %

±5

* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Параметры

Характеристики рабочей среды:

Рабочая среда

Продукция нефтяных скважин -нефтегазоводяная смесь (нефть, пластовая вода, нефтяной газ)

Температура рабочей среды, °С

от +5 до +85

Рабочее давление, МПа, не более

6,3

Содержание растворенного газа (в стандартных условиях) после СНТ в ИЛ ВНС, м3/м3, не более

20

Окончание таблицы 4

Максимальный газовый фактор м3/т

300

Плотность сырой нефти, приведённая к стандартным условиям (мин., макс), кг/м3

от 800 до 1000

Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более

98

Плотность обезвоженной дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3

от 730 до 1040

Кинематическая вязкость, сСт, не более

500

Массовая доля механических примесей, не более, %

0,2

Плотность пластовой воды в стандартных условиях, кг/м3, не более

от 1050 до 1200

Содержание хлористых солей в пластовой воде, г/дм3, не более

100

Содержание парафина в нефти (объемные доли), %, не более

6,0

Содержание сероводорода, массовые доли, %, не более

6,0

Склонность нефти к пенообразованию

да

Технические характеристики

Количество подключаемых скважин

от 1 до 16

Потребляемая мощность, кВт, не более

20

Вид входных/выходных сигналов СОИ: - унифицированные токовые сигналы, мА - дискретные:

4-20

«сухой контакт» или «переход коллектор-эмиттер транзистора»

Коммуникационные каналы: - RS485

- RS 232S/485

- Ethernet

протокол Modbus (мастер) протокол Modbus (подчиненный) протокол Modbus ТСР\1Р (подчиненный)

Параметры питания электрических цепей:

- род тока

- напряжение, В

- частота, Гц

переменный

3 8 0 57; 220 +22

50±1

Температура воздуха внутри помещений, С, не менее:

- ТБ

- БА

+5 +10

Средняя наработка на отказ, ч, не менее

100 000

Срок службы, лет, не менее

10

Знак утверждения типа

наносится по середине титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта установок типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления -методом аппликации или шелкографией.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Установка       измерительная        групповая

автоматизированная «АГЗУ-НГИ»

_

1 экз.

Установка       измерительная        групповая

автоматизированная «АГЗУ-НГИ». Руководство по эксплуатации

464.00.00.00.000 РЭ

1 экз.

Установка       измерительная        групповая

автоматизированная «АГЗУ-НГИ». Паспорт

464.00.00.00.000 ПС

1 экз.

Государственная система обеспечения единства измерений. Установка измерительная групповая автоматизированная «АГЗУ-НГИ». Методика поверки

МП 0776-9-2018

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0776-9-2018 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-НГИ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 16 февраля 2018 года.

Основные средства поверки:

- эталоны 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 %.

- эталоны 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 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в паспорте установок измерительных групповых автоматизированных «АГЗУ-НГИ» в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок групповых измерительных автоматизированных «АГЗУ-НГИ», утвержденном ФГУП «ВНИИР» 21.03.2018 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/2009-18 от 21.03.2018 г.).

Нормативные документы

ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

ТУ     28.99.39-019-14705371-2017     Установка     измерительная     групповая

автоматизированная «АГЗУ-НГИ». Технические условия

Смотрите также

72802-18
TBLZ-1-23-aa Датчики давления
Фирма "Swegon Operations AB", Швеция
Датчики давления TBLZ-1-23-aa (далее по тексту - датчики) предназначены для измерений разности давлений газов, положительных и отрицательных низких давлений и вывода результата измерений в виде выходного цифрового сигнала посредством коммутатора на п...
72803-18
РВС-400, РВС-700, РВС-1000 Резервуары вертикальные стальные цилиндрические
АО "Самарский резервуарный завод", г.Самара
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-400, РВС-700, РВС-1000, (далее - резервуары) предназначены для измерения объема нефти и нефтипродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
72804-18
MEXA-ONE Системы газоаналитические
Фирма "Horiba Ltd.", Япония
Системы газоаналитические МЕХА-ONE предназначены для измерений объемной доли диоксида углерода, оксида углерода, кислорода, метана, углеводородов, оксидов азота в отработавших газах автомобилей и двигателей внутреннего сгорания.
72805-18
G Счетчики газа мембранные
Фирма "Gas Souzan Industrial & Manufacturing Company", Иран
Счетчики газа мембранные типа «G» (далее - счетчики) предназначены для измерений объема природного газа по ГОСТ 5542-2014, а также других неагрессивных газов.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО «ТНС-Развитие» при УПН с ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара» (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы сырой нефти при расчётно-коммерческих операциях между ООО «Татнефть-Самара...