- Главная
- Госреестр средств измерений
- Установки измерительные
Описание
Установки измерительные Мера-ММ.51 — техническое средство с номером в госреестре 56603-14 и сроком свидетельства (заводским номером) 26.02.2019. Имеет обозначение типа СИ: Мера-ММ.51. 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.51.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.51.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 |  Номер в госреестре | 56603-14 Наименование | Установки измерительные | Обозначение типа | Мера-ММ.51 | Производитель | ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень | Описание типа | Скачать | Методика поверки | Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» | Межповерочный интервал (МПИ) | 3 года | Допускается поверка партии | Нет | Наличие периодической поверки | Да | Сведения о типе | Срок свидетельства | Срок свидетельства или заводской номер | 26.02.2019 | Назначение | Установки измерительные «Мера-ММ.51» (далее - установки) предназначены для измерений расхода и количества разделенных в процессе сепарации компонентов продукции нефтяных скважин.
| Описание | Принцип 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, и объема и объемного расхода нефтяного газа.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации объема нефтяного газа производится кориолисовыми счетчиками расходомерами с учетом молярного состава газа или объемными расходомерами счетчиками позволяющим по измеренным значениям давления газа, температуры, 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 и объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
- счетчики – расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10);
- счетчики – расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);
- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от комплектации:
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09);
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12);
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 измерительные R-AT-MM, изготовитель ЗАО «Аргоси» (Госреестр № 43692-10)
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 обезвоженной нефти;
- индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Общий вид установки приведен на рисунках 1, 1а.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ.51». Общий вид.
Рисунок 1а - Установка измерительная «Мера-ММ.51». Общий вид.
| Программное обеспечение | Программное обеспечение (далее – ПО) установок представляет собой встроенное ПО контроллера, входящего в состав установок. Алгоритмы вычислений контроллеров аттестованы, свидетельство об аттестации программного обеспечения № ПО/014-2011 от 10.03.2011 г., выдано ГЦИ СИ ООО КИП «МЦЭ».
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 установок 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.
|
Метрологические и технические характеристики | Рабочая среда – продукция нефтяных скважин с параметрами:
- давление, МПаот 0,2 до 6,3
- температура, оСот минус 5 до плюс 90
- 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 98
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,
приведенный 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 95 %± 15;
Св. 95 до 98 %± 40.
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений
объемной доли воды в нефти, %:
- при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-2, %:
До 70%± 1,0;
- при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-АТ, %:
От 0,01 до 50%± 0,5;
От 50 до 90%± 1,0;
От 90 до 98%± 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) Гц 220/380 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 ВНТП01/87/04 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.
| Комплектность |
Поверка | осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0042-13 МП «ГСИ. Установки измерительные МЕРА-ММ.51. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 18 октября 2013 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- расходомер кориолисовый массовый RCCS33, расход от 0,45 до 1500 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 0,15 %;
- расходомер кориолисовый массовый RCCS39, расход от 43 до 120000 кг/ч, с относительной погрешностью ± 0,15 %;
- частотомер Ч3-57, 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 № 22237-08);
| Нормативные и технические документы | , распространяющиеся на установки измерительные «Мера-ММ.51»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых 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.
| Заявитель | 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.
| |
