Установка предназначена для измерения расходов компонент продукции нефтяных скважин (массовых расходов нефти, воды и объемного расхода попутного газа, приведенного к стандартным условиям), передачи данных о результатах измерений и индикации работы на диспетчерский пункт нефтяного промысла (далее – ДП) в условиях умеренно холодного климата. Состоит из помещения технологического (ПТ) и блока автоматики (БА).

Свидетельство об утверждении типа средств измерений RU.C29.024.A №46671, зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 24759-12 и допущен к применению в Российской Федерации.

Сертификат № 10873 о признании утверждения типа средств измерений, зарегистрированный в Реестре государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан за № KZ.02.03.06058-2014/24759-12 и допущен к импорту в Республику Казахстан.

Межповерочный интервал - 5 лет.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Параметры	Электрон-400	Электрон-1500
Количество подключаемых скважин, шт.	1, 8, 10, 14
Диапазон измерений расхода: жидкости	от 2 до 400 т/сут; от 40 до 80000 м 3 /сут	от 7 до 1500 т/сут от 140 до 300000 м 3 /сут
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения: объемного расхода газа, приведенного к СУ массового расхода жидкости массового расхода нефти (воды) при содержании воды в жидкости: 0% 70% 95% обводненности при содержании воды в жидкости: 0% 70% 95%	± 5 % ± 2,5 % ± 6(± 5) ± 15(± 4) ± 30(± 3) ± 2,0 ± 0,7 ± 0,5
Давление рабочей среды, не более	4,0 МПа
Плотность рабочей среды	от 700 до 1050 кг/м 3
Кинематическая вязкость жидкости	от 1· 10 -6 до 1,5· 10 -4 м 2 /с
Температура рабочей среды	от +5 до +90°С
Питание – сеть переменного тока 50 Гц напряжением	380/220 В
Потребляемая мощность не более	15 кВт
Архивация и хранение данных в памяти контроллера, не менее	1000 записей
Длина линии связи между помещением технологическим и блоком автоматики	до 200 м
Средний срок службы, не менее	10 лет
Гарантийный срок со дня ввода в эксплуатацию (но не более 18 месяцев со дня отгрузки с завода-изготовителя)	12 месяцев
Класс взрывоопасной зоны внутри помещения технологического, по классификации ПУЭ	В-1а
Габаритные размеры ПТ, мм, не более:	5000х3200х3400	7000х3200х3400 7000х6300х3400
Габаритные размеры БА, мм, не более:	3400х3100х2800 2500х3100х2800	3400х3100х2800 2500х3100х2800

ПРИНЦИП РАБОТЫ

Установки выпускаются в двух модификациях «Электрон-400» и «Электрон-1500», отличающихся диапазонами измерений массового расхода жидкости и объемного расхода газа. Установка реализует косвенный метод измерения массы нефти и нефтепродуктов, основанный на гидростатическом принципе, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2002 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений». Замер производится в динамическом режиме путем контроля:

Времени циклического попеременного заполнения тарированного объема сосуда водонефтяной смесью и газом (определяется расход компонент продукции скважины),

Показаний датчиков гидростатического давления и температуры (вычисляется расход и осуществляется управление процессом замера).

Установка обеспечивает выполнение следующих функций:

Поочередное измерение массы и массовых расходов жидкости, нефти, воды, обводненности, а также приведенного к стандартным условиям объемного расхода газа нефтяных скважин в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа»;

Автоматическое и ручное управление процессом измерения, в том числе управление по протоколу Modbus через порт RS-232/RS-485;

Вычисление, отображение на дисплее контроллера управления установкой, архивирование в энергонезависимой памяти и выдача по запросу оператора на диспетчерский пункт следующей измерительной информации: текущие показания датчиков, временные показатели каждого единичного замера, значения массового расхода жидкости, нефти, воды, обводненности и приведенного к стандартным условиям объемного расхода газа по каждой подключаемой скважине (как по единичным измерениям, так и общего усредненного значения); значения массы жидкости, нефти, воды и объема газа, приведенного к стандартным условиям по каждой подключаемой скважине;

Автоматическое запоминание, архивирование, хранение, отображение на дисплее контроллера управления и передача на диспетчерский пункт по запросу оператора следующей сигнальной информации: аварийные сигналы, информацию о текущем состоянии установки или ее отдельных элементов;

Автоматизированное управление: системой отопления ПТ и БА; включением вентилятора при 10%-ном нижнем концентрационном пределе воспламенения (далее НКПВ); отключением всех токоприемников в ПТ и включением местной световой и звуковой сигнализацией при 50%-ном НКПВ; отключением всех токоприемников ПТ и БА с выдержкой времени для передачи аварийного сигнала на ДП при возникновении пожара;

Ручное управление освещением и вентилятором у входа в ПТ.

Возможно проведение замера в случае отсутствия электроэнергии при помощи электропривода с ручным дублёром и мерной линейкой (по дополнительному заказу).

В стандартной комплектации установка поставляется с блоком автоматики БА-6, по желанию заказчика с БА-7 (с окном или без окна).

Шкаф управления выполнен в трёх исполнениях:

Контроллер DL-205 с жидкокристаллическим дисплеем;

Контроллер Z181-04 с четырёхстрочным дисплеем;

Контроллер Z181-04 с жидкокристаллическим дисплеем.

Измерение массовых дебитов скважин по жидкости, нефти, газу и воде (далее по тексту - расходов) производится поочередно для каждой из скважин, подключаемых гидравлическим переключателем ПСМ к входу в сепаратор (см. схему технологическую).

Нефтегазовая смесь (далее по тексту - смесь), по измерительной линии поступает в сепарационную емкость (ЕС), где жидкость отделяется от газа и под действием силы тяжести стекает по лоткам в измерительную камеру ИК, служащую для измерения ее плотности и расходов компонент смеси.

Подъем уровня (h) жидкости в ИК происходит при закрытом клапане КПЭ* (по газу) до момента t4 (см. временную диаграмму измерения). В момент t4 система управления (СУ) подает команду "открыть клапан" (ОК) и после ее исполнения в момент t5 уровень h начинает понижаться вследствие роста давления в сепараторе (Рс). В момент t8 вытеснение жидкости из ИК заканчивается.

Далее после истечения заданного интервала tс (время стабилизации гидродинамического режима) в момент t10 СУ подает команду "закрыть клапан" (ЗК) и после ее исполнения в момент t11 вновь начинается подъем уровня в ИК. Таким образом, действие установки основано на периодическом наполнении и опорожнении ИК за счет энергии сжатого газа.

а) величина tи1 - время первого измерения (по таймеру СУ).

б) перепад давления (Р13 - Р12) по сигналу с датчика ДГ1, соответствующий приросту уровня на фиксированную величину Н.

По измеренным значениям перепадов и tИ1 вычисляются значения массовых расходов: жидкости Gж, нефти Gн и воды Gв**

На интервале t6 и t7 измеряются значения давления в сепараторе PC6 и PC7 в моменты времени t6 и t7 соответственно и само значение времени tИ2, по которым рассчитывается расход газа.

* КПЭ - клапан переключающий. В положении "Открыт" - открыта линия истечения жидкости из измерительной камеры, закрыта линия истечения газа из сепарационной емкости.

** В расчетах используются исходные данные о плотности нефти, воды и газа, а также значение объема измерительной камеры, которые заносятся в энергонезависимую память контроллера.

ДОКУМЕНТАЦИЯ

Место прохождение практики - г.Мегион «Автоматизация и Связь - Сервис»

Время прохождения практики - с 29.06.2015 по 19.07.2015.

Начальник - Курчук Анатолий Владимирович.

Руководитель практики - Бырдин Денис Константинович.

1 СТРУКТУРА ПРЕДПРИЯТИЯ

В рамках программы совершенствования организации управления нефтегазодобывающим производством органы корпоративного управления ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз” с октября 2003 года по январь 2004 года, в соответствии с законодательством РФ, приняли решения о преобразовании сервисных подразделений “Мегоиннефтегаза” в дочерние структуры - общества с ограниченной ответственностью. В соответствии с принятыми решениями, “Управление автоматизации и связи” было преобразовано в ООО “Автоматизация и Связь-Сервис”.

Организация оказывает такие сервисные услуги как: монтажно-наладочные работы систем КИПиА объектов нефтепромыслового оборудования, обслуживание и ремонт систем КИПиА, ремонт и поверка измерительных приборов используемых на объектах нефтепромыслов, оказание услуг связи (радиорелейной, УКВ радиосвязи), монтажно-наладочные работы охранно-пожарной сигнализации, а также ее обслуживание, ремонт и обслуживание торгово-холодильного оборудования.

ООО “А и С-Сервис” состоит из 4 структурных единиц (ЦМНТОиМО, ЦАП, ЦОПСиХО и Цех связи) и 8 подразделений:

ЦМНТО и МО (цех монтажа, наладки, технического обслуживания и метрологического обеспечения) - подразделяется на два участка:

– МНУ (монтажно-наладочный участок);

– УТОиМО (участок технического обслуживания и мет-

рологического обеспечения).

ЦАП (цех автоматизации производства).

ЦОПСиТХО (цех охранно-пожарной сигнализации и торгово-холодильного оборудования) подразделяется на два участка:

– УОП (участок охранно-пожарной сигнализации);

– УХО (участок торгово-холодильного оборудования).

Цех связи – подразделяется на три участка и абонентскую группу:

– Участок радиорелейной связи;

– Участок УКВ связи;

– Участок станционного оборудования.

1.1 Монтажно-наладочный участок

Монтажно-наладочный участок (МНУ) является подразделением ЦМНТО и МО в ООО “Автоматизация и Связь-Сервис”. На участке работает 21 человек: начальник участка, мастер КАиТ, ведущий инженер, инженер 1 категории по наладке и испытаниям, техник по учету и 16 слесарей по КИПиА 5-8 разрядов.

Основными функциями этого участка являются монтажно-наладочные работы и ремонт систем КИПиА объектов нефтедобычи и вывод данных на АСУ и ТП. В настоящее время проводятся такие работы как:

Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ) типа “Спутник”, “Электрон”, “Мера”, “ОЗНА”.

Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА установок дозирования химреагента (УДХ).

Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА КНС и ДНС, а также факельного хозяйства.

Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА установок депарафинизации скважин УДС.

ремонт систем и повторная наладка систем КИПиА по программе капитального ремонта кустовых площадок в связи с их изношенностью по причине долгой эксплуатации (более 15 лет).

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

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 БМ40-8-400	АМ40-10-400 БМ 40-10-400	АМ40-14-400 БМ 40-10-400
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.

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.