Установки измерительные Мера-ММ.31

Описание

Установки измерительные Мера-ММ.31 — техническое средство с номером в госреестре 55544-13 и сроком свидетельства (заводским номером) 20.11.2018. Имеет обозначение типа СИ: Мера-ММ.31.
Произведен предприятием: ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 3 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Установки измерительные Мера-ММ.31.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Установки измерительные Мера-ММ.31.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
55544-13
НаименованиеУстановки измерительные
Обозначение типаМера-ММ.31
ПроизводительОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)3 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеСрок свидетельства
Срок свидетельства или заводской номер20.11.2018
НазначениеУстановки измерительные «Мера-ММ.31» (далее - установки) предназначены для измерений расхода и количества разделенных в процессе сепарации компонентов продукции нефтяных скважин.
ОписаниеПринцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющую с помощью сепаратора и последующим определением массы и массового расхода сырой нефти, объема и объемного расхода нефтяного газа. Измерение массы сырой нефти, отделенной в процессе сепарации, производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение объема нефтяного газа, выделившегося в процессе сепарации, производится вихревыми счетчиками (датчиками расхода), позволяющими по измеренным значениям объема газа в рабочих условиях, давления и температуры газа, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям. По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти вычисляется значение массы нефти без учета воды. Установки состоят из блока технологического и блока контроля и управления. Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещенным внутри оборудованием. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем. В блоке технологическом размещены: - распределительное устройство; - сепаратор; - расходомер жидкостной; - расходомер газовый; - первичные измерительные преобразователи температуры, давления с токовым выходом 4 – 20 мА; -трубопроводная обвязка. Распределительное устройство представляет собой многоходовой кран и служит для подключения выбранной скважины к сепаратору установки. Сепаратор представляет собой стальной резервуар, предназначенный для отделения и накопления газа, сбора и отстоя жидкости с последующим отводом их в выпускной коллектор. Гидравлическая схема блока технологического обеспечивает возможность отбора проб жидкости и газа, а также установки измерительных преобразователей в соответствии с заказом. Для измерения массы и массового расхода сырой нефти используются счетчики – расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10). Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации: - датчики расхода газа ДРГ.М Госреестр № 26256-06). Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются влагомеры сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09); В блоке контроля и управления размещены: - устройство обработки информации, включающее в себя один или два микропроцессорных контроллера со встроенным программным обеспечением, реализующим функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации; - вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в блоке технологическом; - силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции. В зависимости от комплектации применяют один из двух типов контроллеров: - контроллеры измерительные АТ-8000, изготовитель ЗАО «Аргоси» (Госреестр № 42676-09) - контроллеры механизированного куста скважин КМКС, изготовитель ЗАО «ПИК Прогресс» (Госреестр № 50210-12). Установки обеспечивают для каждой, подключенной на измерение, нефтяной скважины: - измерения среднего массового расхода и массы сепарированной сырой нефти; - измерения среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям; - измерения среднего массового расхода и массы нефти без учета воды; - индикацию, архивирование и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла. Общий вид установки приведен на рисунке 1. Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ.31». Общий вид.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (далее – ПО) установок представляет собой встроенное ПО контроллера, входящего в состав установок. Алгоритмы вычислений контроллеров аттестованы, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения ФБУ Тюменский ЦСМ г.Тюмень 1 октября 2013 г.. Встроенное ПО контроллеров, влияющее на метрологические характеристики установок, хранится в энергонезависимой (flash) памяти контроллеров, обеспечивает общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. После включения электропитания установок происходит автоматическая инициализация контроллера в режиме исполнения. Встроенное ПО контроллеров устанавливается на заводе-изготовителе контроллеров и в процессе эксплуатации изменению не подлежит. Метрологические характеристики установок нормированы с учетом встроенного ПО контроллеров. ПО обеспечивает следующие функции: - управление технологическим процессом измерений (соответствие с выбранным методом измерений); - преобразование сигналов первичных измерительных преобразователей в числовые значения измеряемых величин; - вычисление результатов измерений; - переключение измерений между скважинами. Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.
Идентификационное наименование ПОНомер версииЦифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
qmicro03.12.00914CE136FECRC16
DebitCalcV0.13a0442256a3abe0f64a7c4e927160bd3МD5
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010. Общий вид контроллеров представлен на рисунках 2, 3. Рисунок 2 - Общий вид контроллеров КМКС Рисунок 3 - Общий вид контроллеров АТ-8000
Метрологические и технические характеристикиРабочая среда – продукция нефтяных скважин с параметрами: -давление, МПаот 0,2 до 4,0 -температура, оСот 0 до 60 -кинематическая вязкость жидкости, м2/сот 1∙10-6 до 150∙10-6 -плотность жидкости, кг/м3от 700 до 1180 -максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т до 1000 -объемная доля воды в сырой нефти, %до 99 Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут)от 0,2 до 62,5 (от 5 до 1500). Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут)от 2 до 62500 (от 50 до 1500000). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, %± 2,5. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти (без учета воды) при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях), % от 0 до 70 %± 6; св.70 до 90 %± 15; св.90 до 98 %± 43; св.98 до 99 %± 80. Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-АТ, %: от 0,01 до 50%± 0,5; от 50 до 90%± 1,0; от 90 до 100%± 0,66. Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %± 5,0. Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %± 0,3. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, оС± 0,5. Пределы допускаемой погрешности системы обработки информации: - при преобразовании токовых сигналов (приведенная), %± 0,1; - при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.± 1,0; - при измерении времени (относительная), %± 0,1; - алгоритма вычисления массы сырой нефти без учета воды и объема нефтяного газа приведенного к стандартным условиям (относительная), %± 0,025. Количество входов для подключения скважинот 1 до 14. Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц220/380 В ± 15 %. Потребляемая мощность, не более 30 кВ·А. Габаритные размеры (длина × ширина × высота), не более: - блока технологического12360 × 3250 × 3960 мм; - блока контроля и управления6000 × 3250 × 3960 мм. Масса, не более: - блока технологического30000 кг; - блока контроля и управления10000 кг. Климатическое исполнениеУХЛ.1 по ГОСТ 15150-69. Срок службы, не менее10 лет. По взрывоопасной и пожарной опасности установка относится к помещениям с производствами категории А по ВНТП 01/87/04-84 и НПБ105-03. Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического В-Iа по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ). Категория и группа взрывоопасной смеси IIА-Т3 по ГОСТ Р 51330.0-99.
КомплектностьНаименование Количество Установка измерительная «Мера-ММ.31» 1 компл. Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) 1 компл. Методика поверки 1 экз.
Поверкаосуществляется по документу НА.ГНМЦ.0033-13 МП «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.31». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 24 июля 2013 г. В перечень основного поверочного оборудования входят: -расходомер кориолисовый массовый RCCS33, расход от 0,45 до 1500 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 0,25 %; расходомер кориолисовый массовый RCCS39, расход от 43 до 120000 кг/ч, с относительной погрешностью ± 0,25 %; -частотомер Ч3-57 108имп (10-3-100) с ТУ 25-06.86541-86, с относительной погрешностью ± 2,5·10-7; -ареометр АОН-1, (940…1000) кг/м3, цена деления ±1 кг/м3, с абсолютной погрешностью ± 0,5 кг/м3; -датчик расхода газа ДРГ.М-160, расход при рабочих условиях от 4 до 160 м3/ч, с относительной погрешностью ± 1,5 %; -датчик расхода газа ДРГ.М-2500, расход при рабочих условиях от 125 до 2500 м3/ч, с относительной погрешностью ± 1,5 %. - термостат жидкостный Термотест-100 (Гостреестр № 39300-08); - термометр сопротивления платиновый вибропрочный эталонный ПТСВ-1-2 (Госреестр № 32777-06). - калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 18624-99);
Нормативные и технические документы, распространяющиеся на установки измерительные «Мера-ММ.31» ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования. ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «Мера-ММ». Технические условия. Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений Осуществление торговли и товарообменных операций.
ЗаявительОткрытое акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (ОАО «ГМС Нефтемаш») 625003, г. Тюмень, ул. Военная, 44 Телефон (3452) 430-103, факс (3452) 432-239; E-mail: girs@hms-neftemash.ru
Испытательный центр Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань. 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а; Тел/факс: (843) 295-30-47; 295-30-96; 272-47-86; E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru, www.nefteavtomatika.ru Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ОП ГНМЦ «ОАО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30141-10 от 01.03.2010 г.