Описание
В связи с изменениями производственной программы Торгового Дома САРРЗ продажа данного оборудования завершена.
Актуальный список товаров доступен в разделе
Автоматизированные групповые замерные установки АГЗУ устанавливаются на нефтедобывающих предприятиях и необходимы для учета добытых из нефтегазовых скважин сред. АГЗУ выполняют функции замера объема и соотношений сырой нефти, попутного нефтяного газа и пластовой воды. Все измерения выдаются в заданных единицах объема, полученная информация обрабатывается и передается на вышестоящий пункт дистанционного управления, где анализируется и архивируется.
Устройство установок АГЗУ
АГЗУ имеют блочно-модульную конструкцию. Корпус представляет собой пространственный стальной сварной каркас, теплоизолированный и обшитый сэндвич-панелями. В корпусе предусматриваются две двери в противоположных концах помещения, система вентиляции, освещение и отопление. В корпусе на полу располагается дренажный патрубок, через который осуществляется слив аварийно образовавшейся воды.
Для безопасной эксплуатации оборудования установки АГЗУ комплектуются охранной, пожарной и аварийной сигнализацией, которые подают звуковой и световой сигнал в случае форс-мажорных обстоятельств (разгерметизации газопроводов, утечки жидкости, недопустимое превышение давления и др.).
Установка АГЗУ состоит из двух основных блоков:
- технологический блок
- блок автоматики
В технологическом блоке установлено все функциональное оборудование: сепарационная емкость, трубопроводы от скважин, многоходовой переключатель скважин ПСМ/трехходовый шаровой кран с электрическим приводом, контрольно-измерительные приборы (массовые расходомеры, счетчики, сигнализаторы, датчики), запорная арматура, блок гидропривода и другие инженерные системы.
Все оборудование изготавливается во взрывозащищенном исполнении для класса взрывоопасной зоны В-1А, степени огнестойкости IV и категории А по взрыво- и пожарной опасности.
По требованию Заказчика в комплекте до места эксплуатации могут быть отгружены насос-дозатор для подачи химических реагентов, емкость для их хранения, напорный трубопровод для подачи реагентов в коллектор АГЗС.
В зависимости от модели АГЗУ позволяют измерять данные, поступающие от 8, 10 или 14 скважин объемом 400-1500 м 3 /сут.
В соответствии с производительностью и количеством скважин специалисты ТД САРРЗ предлагают следующие типоразмеры автоматизированный групповых замерных установок АГЗУ:
- АГЗУ 40-8-400*
- АГЗУ 40-10-400
- АГЗУ 40-14-400
- АГЗУ 40-8-1500
- АГЗУ 40-10-1500
- АГЗУ 40-14-1500
(*где: 40 - максимальное давление, кгс/см 2 , 8/10/14-количество скважин, 400/1500-производительность по жидкости, м 3 /сут.)
В блоке автоматики устанавливается шкаф управления, посредством которого осуществляется автоматическое управление и сбор информации от первичных контрольно-измерительных приборов и передача ее на вышестоящий уровень системы АСУ ТП. Данный блок может размещается отдельно от технологического блока не ближе 10 м во взрывобезопасном месте.
Принцип работы замерных установок АГЗУ
Газожидкостная смесь подается из скважины к блоку переключения скважин, где происходит разделение скважинных потоков. Выбор измеряемой скважины может осуществляться в ручном или автоматическом режиме. Жидкость из измеряемой скважины проходит через замерную линию и затем в сепаратор. Жидкости из остальных скважин подаются в выходной коллектор.
Для измерения содержания попутного нефтяного газа в сепарационной емкости осуществляется выделение газа путем сбора жидкой фазы на дне и выходом отделившегося газа в газовую линию, на которой установлены приборы учета. Когда сепаратор наполняется полностью, газовая линия закрывается, а жидкостная открывается. Это необходимо для слива газожидкостной смеси с одновременным учетом ее расхода. При опорожнении сепаратора газовая линия открывается, жидкостная закрывается.
Безопасность эксплуатации установки обеспечивается наличием сбросной линии, манометрами, уровнемерами, регуляторами давления и запорно-предохранительной арматурой.
Технические характеристики типовых замерных установок АГЗУ
Параметры |
АГЗУ 40-8-400 |
АГЗУ 40-10-400 |
АГЗУ 40-14-400 |
АГЗУ 40-8-1500 |
АГЗУ 40-10-1500 |
АГЗУ 40-14-1500 |
---|---|---|---|---|---|---|
Кол-во подключаемых скважин, шт. | 8 | 10 | 14 | 8 | 10 | 14 |
Производительность по жидкости, м 3 /сут., не более | 400 | 400 | 400 | 1500 | 1500 | 1500 |
Производительность по газу, м 3 /сут., не более | 60000 | 60000 | 60000 | 225000 | 225000 | 225000 |
Газовый фактор, нм 3 /с 3 , не более | 150 | 150 | 150 | 150 | 150 | 150 |
Рабочее давление, МПа, не более | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 |
Кинематическая вязкость нефти при 20ºС, сСт | 120 | 120 | 120 | 120 | 120 | 120 |
Обводненность сырой нефти, % | 0-98 | 0-98 | 0-98 | 0-98 | 0-98 | 0-98 |
Содержание парафина, объемное, %, не более | 7,0 | 7,0 | 7,0 | 7,0 | 7,0 | 7,0 |
Содержание сероводорода, объемное, %, не более | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 |
Потребляемая электрическая мощность, кВт, не более | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 |
Ду входа, мм | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 |
Ду запорной арматуры на ПСМ, мм | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 |
Ду запорной арматуры на байпас, мм | 50 | 50 | 50 | 80 | 80 | 80 |
Ду арматуры технологических трубопроводов, мм | 50 | 50 | 50 | 80 | 80 | 80 |
Ду байпасной линии, мм | 100 | 100 | 100 | 150 | 150 | 150 |
Ду коллектора, мм | 100 | 100 | 100 | 150 | 150 | 150 |
Габаритные размеры технологического блока, мм, не более |
5400х 3200х 2700 |
5900х 3200х 2700 |
6400х 3200х 2700 |
6900х 3200х 2700 |
8500х 3200х 2700 |
9000х 3200х 2700 |
Габаритные размеры блока автоматики, мм, не более |
2100х 2000х 2400 |
5400х 3200х 2700 |
5400х 3200х 2700 |
2100х 2000х 2400 |
5400х 3200х 2700 |
5400х 3200х 2700 |
Масса технологического блока, кг, не более | 6800 | 7600 | 9100 | 12000 | 12500 | 12980 |
Масса блока автоматики, мм, не более | 1300 | 1300 | 1300 | 1300 | 1300 | 1300 |
Как приобрести замерную установку АГЗУ в Вашем городе?
Для того, чтобы купить автоматическую групповую замерную установку АГЗУ, Вы можете:
- прислать на электронную почту технические требования к оборудованию
- позвонить нашим специалистам по телефону 8-800-555-86-36 для уточнения заказа
- скачать и заполнить Опросный лист и прислать на электронную почту
Изделие зарегистрировано в Госреестре под номером 36930-08
НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
Комплекс аппаратно-программный поверочный АПК (далее - комплекс АПК) предназначен для обеспечения поверки установок измерительных групповых автоматизированных "Электрон" (далее - установки УИГА) при выпуске из производства и после ремонта в ОАО "Опытный завод "Электрон"
Вид климатического исполнения комплекса - УХЛ.4 по ГОСТ 15150-69, но для температуры окружающего воздуха от плюс 5 до плюс 50°С.
Степень защиты по ГОСТ 14254-96 - IP20.
Комплекс АПК является прочным к воздействию вибрации и имеет группу исполнения L3 по ГОСТ 12997-84.
ОПИСАНИЕ
Принцип действия комплекса АПК основан на преобразовании токовых и числоимпульсных сигналов рабочих эталонов и средств измерений в цифровой код и, на основании известных зависимостей, вычислении и отображении на дисплее компьютера комплекса АПК необходимой измерительной информации и погрешностей измерения измеряемых величин.
Комплекс АПК устанавливается в отапливаемом помещении и обеспечивает сбор и обработку необходимой информации при температуре окружающего воздуха от плюс 5 до плюс 50 °С.
Конструктивно комплекс АПК представляет собой комплект из контроллера технологического (далее - КТ) и персонального компьютера Intel Celeron или аналогичного (далее - ПК), оснащенного программой "Unior".
КТ содержит микропроцессорный комплекс, который производит вычислительные операции, предусмотренные техническим заданием и методикой поверки, и выдачу необходимой информации на ПК.
Комплекс АПК обеспечивает измерение, вычисление и передачу в устройство верхнего уровня необходимой измерительной информации, предусмотренной методикой поверки установки УИГА и формируемой электронной схемой согласно программе "Unior".
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Комплекс АПК обеспечивает выполнение следующих функций:
Определение вместимости и погрешности определения вместимости сепарационной емкости установки УИГА;
Отображение вычисленных значений на дисплее ПК и выдача на внешний интерфейс по запросу оператора.
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при преобразовании токовых сигналов ± О, 03 %.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности комплекса АПК при измерении числа импульсов ± 1 имп.
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при вычислении вместимости ±0,1%.
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при вычислении МжиОж ±0,1%.
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при вычислении VrnQr ±0,1%.
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при измерении времени ± 0,01 %.
Питание должно осуществляться от сети переменного тока частотой (50 ± 2) Гц и напряжением (220 ± 44) В.
Потребляемая КТ мощность должна быть не более 50 В-А.
Средний срок службы не менее 10 лет.
ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИНА
Знак утверждения типа наносится на титульный лист РЭ комплекса АПК типографским способом.
КОМПЛЕКТНОСТЬ
В состав комплекса АПК входят:
контроллер технологический, шт.
персональный компьютер, компл.
руководство по эксплуатации комплекса АПК, экз.
Unior. АГЗУ "Электрон". Руководство оператора.
методика поверки комплекса АПК, экз.
ПОВЕРКА
Поверка комплекса АПК производится в соответствии с документом по поверке: "Инструкция геи. Комплекс аппаратно-программный поверочный АПК. Методика поверки АПК.00.000 ПМ2", утвержденным ГЦИ СИ ФГУ "Тюменский ЦСМ" в июле 2007 г.
в перечень основного поверочного оборудования входят:
Калибратор токовой ветви FLUKE 705, относительная погрешность ± 0,02 %;
Генератор импульсов НР33120А;
Счетчик программный реверсивный Ф5007 ТУ 25-1799-75;
Частотомер ЧЗ-63А ЕЯ2.721.039 ТУ. Межповерочный интервал - три года.
НОРМАТИВНЫЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ
1 ГОСТ 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
2 ТУ 4213-014-00135964-2005. "Установки измерительные групповые автоматизированные "Электрон". Технические условия.
3 АПК.00.000 РЭ. "Комплекс аппаратно-программный поверочный "АПК". Руководство по эксплуатации.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Тип средства измерений «Комплекс аппаратно-программный поверочный АПК» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
Компания «Реко» осуществляет поставки следующих систем «Спутник»: АМ 40-хх-400, БМ40-хх-400, 40-хх-1500, применяемых в системах внутрипромыслового учета продукции нефтегазовых скважин.
Спутник АМ 40-хх-400, БМ40-хх-400, 40-хх-1500
Назначение.
Автоматизированные групповые замерные установки АГЗУ «Спутник» предназначены для:
- измерения прямым динамическим способом в периодическом режиме количества (расхода) сырой нефти, включая пластовую воду, и попутного нефтяного газа, добываемых из нефтегазовых скважин.
- измерения и выдачи результатов измерений в единицах объема
- обработки результатов измерений и передачи их в систему телемеханики нефтепромысла
- формирования и отработка сигналов «авария», «блокировка» и передачи информации о них на верхний уровень АСУ ТП нефтепромысла
- управления режимами измерения расходов продукции нефтегазовых скважин по сигналам верхнего уровня АСУ ТП нефтепромысла
Применение.
В системах внутрипромыслового учета продукции нефтегазовых скважин.
Состав:
Блок технологический (БТ), блок автоматики (БА).
Блок технологический, БТ
Предназначен для размещения в нем технологического оборудования, первичных приборов КИПиА, в том числе сенсоров расходомеров, сигнализаторов и инженерных систем. Изготавливается в виде блок-бокса на сварном основании из стального профиля и ограждения из сэндвич-панелей с базальтовым утеплителем толщиной не менее 50 мм со скатной крышей. БТ оборудован двумя герметизированными дверьми. Полы смонтированы с учетом возможности сбора разлившейся жидкости и отвода ее за пределы БТ через дренажный патрубок (в дренажный колодец).
- вентиляции приточно-вытяжной с механическим побуждением и автоматическим двухпороговоговым включением от сигналов системы контроля загазованности.
- освещения
Класс взрывоопасной зоны БТ В-1А
Степень огнестойкости IV
Все электрооборудование, КИПиА, размещенные в БТ, согласно требованиям ПУЭ-7, применены в исполнении не ниже чем «повышенная защищенность против взрыва». Система заземления TS-N. Силовые и сигнальные цепи выполнены в соответствии с требованиями ПУЭ-7 и выведены на клеммные коробки взрывозащищенного исполнения, размещенные на внешней стороне стен у дверей БТ.
Все средства измерения, установленные на АГЗУ Спутник имеют: свидетельство об утверждении типа средства измерений, сертификат соответствия, разрешение на применение на опасных производственных объектах, действующее свидетельство о первичной поверке.
Вся запорно-регулирующая арматура применена в исполнении не ниже Ру 4,0 МПа.
Блок автоматики, БА.
Предназначен для размещения в нем: шкафа силового, шкафа КИП и А, вторичных приборов КИПиА, в том числе и вторичных приборов расходомеров, оборудования телемеханики, иного оборудования, согласно ТЗ. Изготавливается в виде блок-бокса на сварном основании из стального профиля и ограждения из сэндвич-панелей с базальтовым утеплителем толщиной не менее 50 мм со скатной крышей. БТ оборудован одной герметизированной дверью.
Конструкцией предусмотрены системы:
- вентиляции приточно-вытяжной с естественным побуждением
- освещения
- отопления электрического с автоматическим поддержанием температуры не ниже +5 0С
- сигнализаций: загазованности, пожарной, несанкционированного доступа.
Класс взрывоопасной зоны БА невзрывоопасная
Степень огнестойкости IV
Категория по пожарной и взрывопожарной опасности А
Устройство и работа АГЗУ «Спутник»
Продукция скважины через клапан обратный поступает в узел переключения скважин, который состоит из задвижек подачи продукции скважин на ПСМ, запорной арматуры на байпасную линию, байпасной линии, коллектора, переключателя скважин многоходового, ПСМ, с гидроприводом, измерительной линии. Продукция скважины, установленной «на замер», направляется в сепарационную емкость, продукция остальных скважин направляется через ПСМ в коллектор. Сепарационная емкость типа «Спутник» с механической системой управления уровнем в емкости (поплавок-рычаг), если иное не предусмотрено ТЗ, предназначена для разделения фаз продукции скважин на попутный нефтяной газ (газ) и сырую нефть, включая пластовую воду (жидкость). В соответствии с требованиями безопасности и для обеспечения технического обслуживания сепарационная емкость имеет выход на линию аварийного сброса газа. Дренажные линии снабженные запорной арматурой. При переходе сепарационной емкости в режим слива жидкости, жидкость через открытый регулятор расхода и счетчик-расходомер жидкости по жидкостной линии поступает в коллектор при этом происходит измерение расхода жидкости. При работе сепарационной емкости в режиме набора жидкости, газ через открытую газовую заслонку и счетчик-расходомер газа по газовой линии поступает в коллектор при этом происходит измерение расхода газа. Переключение режимов работы сепарационной емкости происходит автоматически в результате работы газовой заслонки и регулятора расхода.
Технические характеристики
Характеристики | АМ40-8-400 | АМ40-10-400 | АМ40-14-400 |
---|---|---|---|
Обводненность сырой нефти, % | |||
Ду входа, мм | |||
Ду байпасной линии, мм | |||
Ду коллектора, мм | |||
Да, согласно ТЗ | Да, согласно ТЗ | Да, согласно ТЗ |
|
5400х3200х 2700 | 5900х3200х 2700 | 6400х3200х 2700 |
|
2100х2000х 2400 | 5400х3200х 2700 | 5400х3200х 2700 |
|
Масса БТ, кг, не более | |||
Масса БА, кг, не более | |||
Возможность подачи химреагента в коллектор | |||
Исполнение БМ имеет технические характеристики, аналогичные исполнению АМ, отличается наличием емкости для хранения химрегентов V=0,4 м3, насоса-дозатора, напорного трубопровода с запорной арматурой для подачи химреагентов в коллектор АГЗУ. |
Характеристики | |||
---|---|---|---|
Количество подключаемых скважин, шт, не более | |||
Диапазон измерений жидкости, м3/сут, не более | |||
Диапазон измерений газа, м3/сут, не более | |||
Газовый фактор, нм3/м3, не более | |||
Рабочее давление, МПа, не более | |||
Кинематическая вязкость нефти при 20 0С, сСт | |||
Обводненность сырой нефти, % | |||
Содержание парафина, объемное, %, не более | |||
Содержание сероводорода объемное, %, не более | |||
Потребляемая электрическая мощность, кВт, не более | |||
Обратный клапан на входе в АГЗУ в к-те поставки | |||
Ду входа, мм | |||
Ду запорной арматуры на ПСМ, мм | |||
Ду запорной арматуры на байпас, мм | |||
Ду арматуры технологических трубопроводов, мм | |||
Ду байпасной линии, мм | |||
Ду коллектора, мм | |||
Счетчик-расходомер жидкости в базовой комплектации | |||
Счетчик-расходомер газа в базовой комплектации | |||
Возможность установки влагомера | Да, согласно ТЗ | Да, согласно ТЗ | Да, согласно ТЗ |
Габаритные размеры БТ, мм, не более | 6900х3200х 2700 | 8500х3200х 2700 | 9000х3200х 2700 |
Габаритные размеры БА, мм, не более | 2100х2000х 2400 | 5400х3200х 2700 | 5400х3200х 2700 |
Масса БТ, кг, не более | |||
Масса БА, кг, не более | |||
Возможность подачи химреагента в коллектор* | Согласно ТЗ | Согласно ТЗ | Согласно ТЗ |
*В случае необходимости подачи химреагентов, АГЗУ комплектуется емкостью для хранения химрегентов V=0,4 м3, насосом-дозатором, напорным трубопроводом с запорной арматурой для подачи химреагентов в коллектор АГЗУ. |
Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон» (далее - установки) предназначены для измерений автоматизированных массы и массовых расходов жидкой фазы сырой нефти (далее - сырой нефти), сырой нефти без учета воды и приведенного к стандартным условиям объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, а также передачи данных о результатах измерений и индикации работы на диспетчерский пункт нефтяного промысла в условиях умеренного или умеренно-холодного климата.
Описание
Принцип действия установок основан на использовании косвенного гидростатического метода измерения массы сырой нефти и метода , который позволяет по измеренным значениям давления Р, объема V и температуры Т измеряемой среды вычислить объемный расход свободного нефтяного газа каждой из нефтяных скважин, подключаемых к сепараци-онной емкости установки. Масса сырой нефти без учета воды, в зависимости от исполнения установки, может быть определена как с применением данных об обводненности сырой нефти, полученных от установленного влагомера, так и на основании внесенных в контроллер данных о плотности нефти и пластовой воды в стандартных условиях.
Основным узлом установок является сепарационная емкость (далее - ЕС) с измерительной камерой (далее - ИК), оборудованной тремя датчиками гидростатического давления EJA210A производства Yokogawa Electric Corporation, по сигналам которых измеряется время заполнения ИК жидкой фазой потока продукции скважины, и вычисляются значения массового расхода сырой нефти, сырой нефти без учета воды. Также измеряется время опорожнения ИК и заполнения газообразной фазой потока и вычисляется значение объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Для учета изменения свойств рабочей среды, обусловленных повышенным давлением и изменяющейся температурой внутри емкости сепарационной в результаты измерений вносятся поправки по показаниям двух датчиков температуры ТСМУ 9418 и двух датчиков избыточного давления EJA530A производства Yokogawa Electric Corporation. Для определения массы и массового расхода сырой нефти без учета воды могут использоваться показания влагомера нефти поточного ПВН-615.001, необходимость которого определяется заказом. Процесс измерения управляется с помощью контроллера, а результаты измерений, накапливаясь в его памяти, выдаются на дисплей устройства визуализации и на диспетчерский пункт нефтепромысла (далее - ДП).
Допускается применять другие первичные преобразователи, имеющие характеристики не хуже указанных. Допускается изготавливать установки без влагомера сырой нефти. При этом масса сырой нефти без учета воды определяется на основании внесенных в контроллер данных о плотности нефти и пластовой воды в стандартных условиях.
Установки состоят из двух блоков: блока технологического (далее - БТ) и блока автоматики (далее - БА), и могут подключать на измерение, в зависимости от исполнения, от одной до четырнадцати нефтяных скважин.
Установки выпускаются в двух модификациях «Электрон-Х-400» и «Электрон-Х-1500» (где Х - количество подключаемых скважин), отличающихся диапазонами измерений массового расхода сырой нефти и объемного расхода свободного нефтяного газа.
В БТ расположены:
Сепаратор, служащий для отделения попутного газа от жидкости (водонефтяной смеси) в ЕС с ИК и измерения расхода сырой нефти и свободного нефтяного газа при попеременном заполнении и опорожнении ИК. Процесс заполнения ИК контролирует клапан переключающий с электроприводом (далее - КПЭ), обеспечивающий циклический режим измерения путем поочередного перекрывания запирающим элементом магистралей сброса газа или жидкости из ЕС в коллектор;
Распределительное устройство (далее - РУ), служащее для обеспечения очередности измерения продукции подключаемых к установке нефтяных скважин и последующего объединения их в один коллектор с помощью переключателя скважин многоходового (далее -ПСМ). Наличие РУ определяется исполнением установки;
Технологическое оборудование, системы отопления, освещения, сигнализации, вентиляции, взрывозащиты.
В БА расположены:
Силовой шкаф, осуществляющий питание электрических цепей установки;
Аппаратурный шкаф, служащий для размещения контроллера управления установкой (далее - КУ);
Системы отопления, освещения, сигнализации.
Программное обеспечение
Программное обеспечение состоит из микропрограммы «electron5165.dat» для контроллера. Метрологически значимая часть в отдельный блок не выделяется.
Доступ к памяти контроллера защищен паролем.
Контроллер имеет режим работы, при котором невозможны изменения встроенного ПО. Для модификации программного обеспечения необходим специальный загрузочный кабель и программное обеспечение. Доступ к модификации ПО защищен паролем, который устанавливается на заводе. Хранение пароля осуществляется в машинных кодах. Защита результатов измерений от преднамеренных изменений состоит в трехуровневом управлении доступом, каждый из уровней обладает собственным паролем.
Идентификационные данные определяются с помощью персонального компьютера разработчика, подключенного через последовательный интерфейс специальным кабелем, среды разработчика DirectSoft (создается образ ПО и файлы переносятся на персональный компьютер) и программы для расчета контрольной суммы.
Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (иденти-фика-ционный номер) программного обеспечения |
Цифровой иден-тифика-тор про-грамм-много обес-печения (кон-трольная суммма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Система управления |
electron5165.dat | |||
установкой измерительной групповой автоматизированной на базе контроллера DirectLogic 205 | ||||
Система управления установкой измерительной групповой автоматизированной на базе контроллера Z181-04 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Наименование параметра |
Типоразмер |
|
Электрон-Х-400 |
Электрон-Х-1500 |
|
Измеряемая среда - смесь сырой нефти и свободно | ||
го нефтяного газа с параметрами: | ||
Избыточное давление, МПа |
от 0,1 до 4,0 |
|
Температура, в зависимости от исполнения, °С |
от минус 5 до + 90 |
|
Плотность сырой нефти, кг/м3 |
от 700 до 1350 |
|
Кинематическая вязкость сырой нефти, м2/с |
от 1-10-6 до 1,510-4 |
|
Обводненность W, % | ||
Диапазон измерения: | ||
массового расхода сырой нефти, т/сут (т/ч) |
от 7 до 1500 |
|
(от 0,083 до 16,7) |
(от 0,29 до 62,5) |
|
объемного расхода попутного нефтяного газа в ра | ||
бочих условиях, м3/сут |
от 1,6 до 3 000 |
от 5,5 до 10 000 |
(от 0,067 до 125) |
(от 0,23 до 416,7) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности | ||
измерения, %: | ||
Объемного расхода попутного нефтяного газа, | ||
приведенного к стандартным условиям | ||
Массового расхода сырой нефти | ||
Массового расхода сырой нефти без учета воды | ||
от 0 % до 70 % | ||
св. 70 % до 95 % | ||
св. 95 % до 98% |
Наименование параметра |
Типоразмер |
|
Электрон-Х-400 |
Электрон-Х-1500 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения, %: Объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям Массы сырой нефти Массы сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях): от 0 % до 70 % св. 70 % до 95 % св. 95 % до 98% св. 98 % |
± 6 ± 15 ± 30 предел допускаемой относительной погрешности устанавливают в методике измерений, аттестованной в установленном порядке |
|
Параметры электрического питания: переменный ток: - напряжением - частотой, Гц |
380/220 В ± 20 % 50 ± 1 |
|
Потребляемая мощность, кВ А, не более | ||
Габаритные размеры БТ, мм, не более: | ||
Габаритные размеры БА, мм, не более: |
2500x3100x2800** | |
Масса, кг, не более: |
6500, 7000* 3000, 1500*** |
12000, 20000** 3000, 1500*** |
Относительная влажность окружающего воздуха, % | ||
Срок службы, лет, не менее | ||
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 |
У1*** или УХЛ1 |
|
Класс взрывоопасной зоны внутри БТ по классификации «Правил устройства электроустановок» | ||
Температурный класс электрооборудования по классификации ГОСТ Р 51330.0-99 |
Т3, группа - IIА |
|
* При количестве подключаемых скважин 14 ** При количестве подключаемых скважин 1 *** По согласованию с заказчиком |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации установки типографским способом и на таблички блока технологического и блока автоматики шелкографией или методом аппликации.
Комплектность
Поверка
осуществляется по документу «ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон, Методика поверки. 760.00.00.000 МП», утвержденной ФБУ «Тюменский ЦСМ», 25 сентября 2011 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
а) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 25-8-МП, расход от 0,8 до 8,0 м3/ч; предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
б) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 50-30-МП, расход от 3 до 30 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
в) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 100-200-МП, расход от 50 до 200 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;
г) установка поверочная газовая УГН-1500, расход от 2 до 1500 м3/ч, предел допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения расхода газа ± 0,33 %, предел допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры ±0,5К;
д) мерники эталонные 2-го разряда типа М2р ГОСТ 8.400-80, вместимость 10 и 200 дм, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;
е) колба мерная 2 класса точности по ГОСТ 1770-74 вместимость 1000 или 2000 см;
ж) ареометр АОН-1, диапазон измерения от 940 до 1000 кг/м3, цена деления ± 1,0 кг/м3;
з) частотомер электронно-счетный Ч3-57, 10 имп.; ± 1 имп.; 10 ... 100 с;
и) миллиамперметр Э 535, диапазон измерения (4 - 20) мА, приведенная погрешность ± 0,5 %.
Сведения о методах измерений
«Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика измерений массы сырой нефти, массы и объема нефтяного газа по дискретным измерениям, выполняемым установками измерительными групповыми автоматизированными «Электрон» гидростатическим методом измерения массы жидкости и методом P, V, T для измерения объема газа». Разработана и аттестована 30.12.2010 г. ФГУП «ВНИИР», г. Казань. Регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерения ФР.1.29.2011.10012.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным групповым автоматизированным «Электрон»
1. ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема».
2. ГОСТ Р 51330.0-99 «Электрооборудование взрывозащищенное».
3. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».