- Главная
- Госреестр средств измерений
- Установки измерительные
Описание
Установки измерительные Мера-ММ.91 — техническое средство с номером в госреестре 60779-15 и сроком свидетельства (заводским номером) 27.05.2020. Имеет обозначение типа СИ: Мера-ММ.91. 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: 4 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.91.С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.
Описание типа:
Установки измерительные Мера-ММ.91.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 | 60779-15 Наименование | Установки измерительные | Обозначение типа | Мера-ММ.91 | Производитель | ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень | Описание типа | Скачать | Методика поверки | Скачать | Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года | Допускается поверка партии | Нет | Наличие периодической поверки | Да | Сведения о типе | Срок свидетельства | Срок свидетельства или заводской номер | 27.05.2020 | Назначение | Установки измерительные «Мера-ММ.91» (далее установки) предназначены для измерения массы и массового расхода сырой нефти и объема и объемного расхода нефтяного газа.
| 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 используются в зависимости от комплектации:
- счетчики – расходомеры массовые Micro Motion (Номер в Федеральном информационном фонде 45115-10);
- счетчики – расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Номер в Федеральном информационном фонде 27054-14);
- расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Номер в Федеральном информационном фонде 50998-12);
- расходомеры массовые Promass (Номер в Федеральном информационном фонде 57484-14);
- счетчики - расходомеры массовые ЭЛМЕТРО – Фломак (Номер в Федеральном информационном фонде 47266-11);
- счетчики-расходомеры массовые Эмис-Масс 260 (Номер в Федеральном информационном фонде 42953-09);
- счетчики-расходомеры массовые МИР (Номер в Федеральном информационном фонде 48964-12)
Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
- счетчики – расходомеры массовые MicroMotion (Номер в Федеральном информационном фонде 45115-10);
- счетчики – расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Номер в Федеральном информационном фонде 27054-14);
- расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Номер в Федеральном информационном фонде 50998-12);
- расходомеры массовые Promass (Номер в Федеральном информационном фонде 57484-14);
- счетчики газа вихревые СВГ (Номер в Федеральном информационном фонде 13489-13);
- датчик расхода газа ДРГ.М (Номер в Федеральном информационном фонде 26256-06);
- счетчик газа DYMETIC-9423 (Номер в Федеральном информационном фонде 37418-08);
- преобразователи расхода вихревые Эмис-Вихрь 200 (Номер в Федеральном информационном фонде42775-14);
- расходомер Turbo Flow GFG (Номер в Федеральном информационном фонде 57146-14);
- расходомеры-счетчики газа ультразвуковые Turbo Flow UFG (Номер в Федеральном информационном фонде 56432-14);
- расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400 (Номер в Федеральном информационном фонде 57762-14);
- расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 7300 (Номер в Федеральном информационном фонде 52540-13);
- расходомеры-счетчики вихревые OPTISWIRL 4070 (Номер в Федеральном информационном фонде 52514-13).
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от комплектации:
- Влагомеры поточные L и F (Номер в Федеральном информационном фонде 56767-14);
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ (Номер в Федеральном информационном фонде 42678-09);
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (Номер в Федеральном информационном фонде 24604-12);
- измеритель обводненности Red Eye (Номер в Федеральном информационном фонде 47355-11).
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 трех типов контроллеров:
- контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 фирмы Siemens AG, Германия (Номер в Федеральном информационном фонде 15772-11);
- контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack, фирмы "Schneider Electric SA", Франция (Номер в Федеральном информационном фонде 50107-12);
- комплексы измерительно-вычислительные на базе устройств программного управления TREI-5B-05 (Номер в Федеральном информационном фонде 19767-12);
- контроллеры механизированного куста скважин КМКС (Номер в Федеральном информационном фонде 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 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.91». Общий вид.
Рисунок 1а - Установка измерительная «Мера-ММ.91». Общий вид.
| Программное обеспечение | Программное 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.
Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.
|
Метрологические и технические характеристики | Рабочая среда – продукция нефтяных скважин с параметрами:
-давление, МПаот 0,2 до 10,0
-температура, оСот 0 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 99
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут)от 0,2 до 83,3
(от 5 до 2000).
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 %по методике измерений.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении
объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %± 5,0.
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.
| Комплектность |
Поверка | осуществляется по документу МП 60779-15 «ГСИ. Установки измерительные «Мера-ММ.91». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» в г. Тюмень, 12 января 2015 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- рабочий эталон 2-го разряда единицы массового расхода газожидкостных смесей регистрационный номер 3.2.ГНЭ.0001.2014, регистрационный номер 3.2.ГНЭ.0002.2014, расход газожидкостных смесей от 1 до 100 т/ч, с пределом допускаемой относительной погрешности при измерении: массового расхода газожидкостных смесей не более ± 2 %, объемного расхода газа не более ± 3%.
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»
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.
| Заявитель | Открытое акционерное общество «ГМС Нефтемаш» Адрес: 625003, г. Тюмень, ул. Военная, 44,Тел. (3452) 43-01-03,Факс (3452) 43-22-39; E-mail: girs@hms-neftemash.ru
| Испытательный центр |
Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской области, Ханты-Мансийском автономном округе – Югра, Ямало-Ненецком автономном округе»(ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ»)
Адрес: 625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88,Тел. (3452) 20-62-95,Факс (3452) 28-00-84,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.
| |
