Установки измерительные Мера-ММ.61

Описание

Установки измерительные Мера-ММ.61 — техническое средство с номером в госреестре 57865-14 и сроком свидетельства (заводским номером) 22.07.2019. Имеет обозначение типа СИ: Мера-ММ.61.
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.61.

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.61.

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
57865-14
НаименованиеУстановки измерительные
Обозначение типаМера-ММ.61
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 номер22.07.2019
НазначениеУстановки измерительные «Мера-ММ.61» (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 кориолисовыми счетчиками, позволяющими по измеренным значениям массы газа, плотности газа, приведенной к стандартным условиям 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. Для измерения массы и массового расхода сырой нефти и объема нефтяного газа используются счетчики – расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10). Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются влагомеры сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09); В блоке контроля и управления размещены: - контроллер 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 контроллера, 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 могут выпускаться в двух модификациях с влагомером и без влагомера. Измерения массы и массового расхода нефти в установках без влагомера производятся косвенным методом исходя из лабораторных данных, полученных при исследовании пробы сырой нефти, введенных в память контроллера. 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.61». Общий вид.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (далее – ПО) установок представляет собой встроенное ПО контроллера, входящего в состав установок. 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. Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1. Таблица 1.
Идентификационное наименование ПОНомер версииЦифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
qmicro03.14.0017911420.2341CRC16
DebitCalc03.14.0018911520.2341CRC16
Нормирование метрологических характеристик Установки проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью Установки. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристикиДиапазон 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 99%± 40. Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %± 5,0. Условия эксплуатации: Диапазон избыточного рабочего давления, МПаот 0,2 до 4,0. Диапазон температур, оСот 0 до плюс 60. Диапазон кинематической вязкости жидкости, м2/сот 1∙10-6 до 150∙10-6. Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3от 700 до 1180. Объемная доля воды в сырой нефти, %до 99. Значение газового фактора при стандартных условиях, м3/т до 1000. 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, кВ·А30. Габаритные размеры (длина × ширина × высота), не более, мм: - блока технологического12360 × 3250 × 3960; - блока контроля и управления6000 × 3250 × 3960. Масса, не более, кг: - блока технологического30000; - блока контроля и управления10000. Климатическое исполнениеУХЛ.1 по ГОСТ 15150-69. Средняя наработка на метрологический отказ, ч20000. Срок службы, не менее, лет10.
КомплектностьНаименование Количество Установка измерительная «Мера-ММ.61» 1 компл. Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) 1 компл. Методика поверки 1 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП 57865-14 «Инструкции. ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.61». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 17 марта 2014 г. В перечень основного поверочного оборудования входят: -рабочий эталон 2-го разряда единицы массового расхода газожидкостных смесей ОГМ-0001 (№ 3.2.ГНЭ.0001.2014), ОГМ-0002 ((№ 3.2.ГНЭ.0002.2014), расход жидкости от 1000 до 100000 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 0,8 %, расход газожидкостной смеси от 1000 до 100000 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 0,8 %, расхода газа от 4 до 62500 м3/ч, с пределом относительной погрешности ± 1,6 % Средства поверки для средств измерений, входящих в состав установки, указаны в документах на их поверку.
Нормативные и технические документы, распространяющиеся на установки измерительные «Мера-ММ.61» 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.
ЗаявительОАО «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 Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центрстандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской области, Ханты-Мансийском автономном округе - Югра, Ямало-Ненецком автономном округе» (ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ») 625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88. Тел. 3452-206295, т/факс 3452-280084, E-mail: mail@csm72.ru Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30024-11 от 08.08.2011 г.