Номер по Госреестру СИ: 69925-17
69925-17 Установки измерительные групповые автоматизированные
("АГЗУ-120М-4, 0")
Назначение средства измерений:
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.
Внешний вид.
Установки измерительные групповые автоматизированные
Рисунок № 1
Общие сведения
Дата публикации -
Срок свидетельства - 21.12.2027
Номер записи -
ID в реестре СИ - 384102
Тип производства - серийное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Нет модификации, АГЗУ-120М-4,0-700, АГЗУ-120М-4,0-400-1-96000-1-Б-ПСМ, АГЗУ-120М-4,0-1-1500, АГЗУ-120М-4,0 мод. АГЗУ-120М-4,0-1500, АГЗУ-120М-4,
Производитель
Изготовитель - Общество с ограниченной ответственностью "Серафимовский опытный завод автоматики и телемеханики" (ООО "СОЗАиТ")
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - с. Серафимовский, Республика Башкортостан
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Статистика
Кол-во поверок - 651
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 30
Кол-во средств измерений - 488
Кол-во владельцев - 5
Усредненный год выпуска СИ - 2018
МПИ по поверкам - 1450 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№2913 от 2017.12.21 Об утверждении типов средств измерений
№1266 от 2018.06.25 О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 68576 "Установки измерительные групповые автоматизированные "АГЗУ-120М-4,0"
№44 от 2020.01.22 О внесении изменений в описание типа СИ Установки измерителной групповой автоматизированной "АГЗУ-120М-4,0"
№2217 от 2020.12.23 О внесении изменений в описание типа на Установки измерительные групповые автоматизированные "АГЗУ-120М-4,0"
№2045 от 2022.08.18 ПРИКАЗ_О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений в части продления срока действия СИ (28)
Наличие аналогов СИ: Установки измерительные групповые автоматизированные ("АГЗУ-120М-4, 0")
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Общество с ограниченной ответственностью "Серафимовский опытный завод автоматики и телемеханики" (ООО "СОЗАиТ")
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
69925-17 21.12.2027 |
Установки измерительные групповые автоматизированные, "АГЗУ-120М-4, 0" Общество с ограниченной ответственностью "Серафимовский опытный завод автоматики и телемеханики" (ООО "СОЗАиТ") (РОССИЯ с. Серафимовский, Республика Башкортостан) |
ОТ МП |
4 года |
|
14055-20 20.11.2025 |
Установки массоизмерительные транспортабельные, "АСМА-Т" Общество с ограниченной ответственностью "Серафимовский опытный завод автоматики и телемеханики" (ООО "СОЗАиТ") (РОССИЯ с. Серафимовский, Республика Башкортостан) |
ОТ МП |
1 год |
Новокузнецк — крупнейший город Кемеровской области. Его называют южной столицей Кузбасса. Полмиллиона жителей Новокузнецка смогли сделать свою малую родину не только крупнейшим промышленным городом Сибири, но и привлекательным для туристов поселением. История города началась в 1618 году, когда на правом берегу реки Томь был возведен Кузнецкий острог. Строительство острога было тесно связано с царским указом о расширении объема данников и, как следствие, увеличении объема дани, поступающей в казну. Главной проблемой в этом плане было то, что большая часть южных земель находилась под контролем воинственных племен.
«Благодаря» развитию Новокузнецка в сторону крупнейшего промышленного города естественный уровень растительности сохранился лишь на небольших участках. В основном это березово-осиновые леса, сосновые леса, луга и болота. Геологическое строение Новокузнецка довольно сложное: прямо через город проходит глубокий тектонический разлом, с которым связаны локальные землетрясения.
Угольная промышленность занимает второе место в структуре промышленного производства Новокузнецка. В городе 10 шахт, 3 разреза, 3 обогатительных фабрики. Металлургия занимает ведущее место среди всех видов промышленности города, именно здесь работает около 57% жителей, занятых в сфере промышленности. Новокузнецк — культурный центр Кузбасса. В городе имеется разветвленная сеть музеев, драматический театр и театр кукол «Сказ», несколько театральных студий, муниципальный камерный хор, джаз-клуб «Геликон», широкая сеть библиотек.
Отчет "Анализ рынка поверки в Кемерово" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Кемерово.
При проведении исследований были введены следующие ограничения:
- в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
- топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
- топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).
Содержание отчета:
- Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Новокузнецк по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
- Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
- Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
- Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
- Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
- Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
- Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
- Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
- Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
- Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
- Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.
Примечание!
Добавлены следующие фильтры:- отображаются организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года
- отображаются организации с действующими аттестатами аккредитации на текущий год
- рубим если меньше 10 поверок в год по типу СИ по организации на пераом этапе
- рубим если меньше 10 поверок в год по типу СИ по организации на втором этапе
- место регистрации или осуществления деятельности организаций совпадает с городом
- топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок) - топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок)
Кто поверяет Установки измерительные групповые автоматизированные ("АГЗУ-120М-4, 0")
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ФБУ "ЦСМ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН" (RA.RU.311406) | РСТ | 334 | 232 | 13 | 0 | 245 | 232 | 13 | ||
| ФБУ "ЦСМ ИМ. А.М. МУРАТШИНА В РЕСПУБЛИКЕ БАШКОРТОСТАН" (RA.RU.311406) | РСТ | 119 | 41 | 111 | 8 | 0 | 119 | 111 | 8 | |
| АО "НЕФТЕАВТОМАТИКА" (RA.RU.310667) | 2 | 0 | 2 | 0 | 2 | 0 | 2 | |||
| ФБУ "ПЕРМСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311363) | РСТ | 5 | 0 | 5 | 0 | 5 | 0 | 5 | ||
| Межрегиональное ОАО "Нефтеавтоматика" (RA.RU.310667) | 37 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| АО "НЕФТЕАВТОМАТИКА" (RA.RU.310667) | 10 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| ФБУ "ЦСМ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН" (RA.RU.311406) | РСТ | 142 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | ||
| ООО "НМОП" (RA.RU.311359) | 2 | 0 | 2 | 0 | 2 | 0 | 2 |
Стоимость поверки Установки измерительные групповые автоматизированные ("АГЗУ-120М-4, 0")
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|---|---|
|
ФБУ ЦСМ им. А.М. Муратшина в Республике Башкортостан Республика Башкортостан |
7079 | 7079 |
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 | ||||
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится в верхнем левом углу титульного листа руководства по эксплуатации установки типографским способом и на таблички технологического и аппаратурного блока - методом гравировки или шелкографией.
Сведения о методиках измерений
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 и технические документы
Нормативные и технические документы, распространяющиеся на установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-120М-4,0»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
Поверка
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.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Серафимовский опытный завод автоматики и телемеханики» (ООО «СОЗАиТ»)ИНН 0269026340
Адрес: 452780, Республика Башкортостан, Туймазинский район, с. Серафимовский, ул. Индустриальная, 10
Телефон: +7 (34782) 26-949, 26-800, 78-535
Факс: +7 (34782) 26-949, 26-800
Web-сайт: http://sozait.ru
E-mail: sozait@sozait.ru
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика»Адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а
Телефон: +7 (843) 567-20-10
Факс: +7 (843) 567-20-10
E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru
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 | |
|
Счетчик газа вихревой СВГ |
13489-13 |
|
Датчик расхода газа ультразвуковой корреляционный DYMETIC-1223 | |
|
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 | |
|
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.
Таблица 5 -
|
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. |
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 |
от 2,4 до |
от 2,4 до |
|
400 |
700 |
1500 | |
|
(от 1,7 до |
(от 1,7 до |
(от 1,7 до | |
|
278) |
480) |
1000) | |
|
Объемный расход свободного нефтяного газа, |
120000 |
210000 |
450000 |
|
приведенный к стандартным условиям1, м3/сут (м3/мин), не более |
(83) |
(145) |
(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% |
±6,0 | ||
|
- свыше 70 до 95% |
±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 |
380±38 / 220 ±22 | ||
|
- частота переменного тока, Гц |
50±1 | ||
|
Потребляемая мощность, кВ^А, не более |
20 | ||
|
Габаритные размеры, не более: | |||
|
а) блок технологический: | |||
|
- длина |
7000 |
7500 |
12000 |
|
- ширина |
3250 |
3250 |
3250 |
|
- высота |
3250 |
3250 |
3250 |
|
б) блок аппаратурный: | |||
|
- длина |
3200 |
3200 |
3200 |
|
- ширина |
3200 |
3200 |
3200 |
|
- высота |
3200 |
3200 |
3200 |
|
Масса, кг, не более: | |||
|
- блок технологический; |
15000 |
18000 |
20000 |
|
- блок аппаратурный |
5000 |
5000 |
5000 |
|
Количество подключаемых скважин, шт. |
до 14 | ||
|
Условия эксплуатации: | |||
|
- температура окружающей среды, °С |
от -60 до +40 | ||
|
- атмосферное давление, кПа |
от 96 до 104 | ||
|
- относительная влажность окружающего воздуха, % |
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 %. | |||