Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ-НГИ
| Номер в ГРСИ РФ: | 72801-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП "Нефтегазинжиниринг", г.Уфа |
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 | 17.11.2024 |
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
