Установки измерительные МЕРА-ММ.103

Описание

Установки измерительные МЕРА-ММ.103 — техническое средство с номером в госреестре 73208-18 и сроком свидетельства (заводским номером) 22.11.2024. Имеет обозначение типа СИ: МЕРА-ММ.103.
Произведен предприятием: АО "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.103.

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.103.

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
Номер в госреестре
73208-18
НаименованиеУстановки измерительные
Обозначение типаМЕРА-ММ.103
ПроизводительАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеСрок свидетельства
Срок свидетельства или заводской номер22.11.2024
НазначениеУстановки измерительные «МЕРА-ММ.103» (далее установки) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости и скважинной жидкости без учета воды, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.
ОписаниеПринцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющую с помощью сепаратора и последующим измерением массы и массового расхода скважинной жидкости, и объема и объемного расхода нефтяного газа. Измерение отделенной в процессе сепарации массы скважинной жидкости производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации объема нефтяного газа производится с применением кориолисовых или объемных счетчиков-расходомеров, позволяющих по измеренным значениям давления газа, температуры, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям. По результатам измерений массы скважинной жидкости и объемной доли воды в скважинной жидкости 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 измерений массы и массового расхода скважинной жидкости используются в зависимости от комплектации: расходомеры массовые «Promass», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее – регистрационный номер) 15201-11; расходомеры-счетчики массовые «Optimass x400», регистрационный номер 53804-13; счетчики-расходомеры массовые «ЭЛМЕТРО-Фломак», регистрационный номер 47266-16; счетчики-расходомеры массовые «Штрай-Масс», регистрационный номер 70629-18. Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа используются в зависимости от комплектации: расходомеры массовые «Promass», регистрационный номер 15201-11; расходомеры-счетчики массовые «Optimass x400», регистрационный номер 53804-13; счетчики газа вихревые типа «СВГ.М», регистрационный номер 13489-13; счетчики-расходомеры массовые «Штрай-Масс», регистрационный номер 70629-18; преобразователи расхода вихревые Эмис-Вихрь 200, регистрационный номер42775-14. Для измерения объемной доли воды в скважинной жидкости используются в зависимости от комплектации: влагомеры микроволновые поточные «МПВ700», регистрационный номер 65112-16; влагомеры сырой нефти «ВСН-2», регистрационный номер 24604-12. Для измерения температуры рабочей среды используются преобразователи температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ( 0,5 ºС. Для измерения давления рабочей среды используются преобразователи давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ( 0,25 %. В блоке контроля и управления размещены: устройство обработки информации реализует функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации; силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции. Блок контроля и управления не является обязательным компонентом, оборудование может быть размещено в блоке автоматики и связи (проектируется в составе производственного объекта – КУСТ скважин). В зависимости от комплектации применяют один из следующих контроллеров: контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357 (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575, регистрационный номер 69436-17; системы управления модульные B&R X20, регистрационный номер 57232-14; контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 2000, Productivity 3000, Protos X, Terminator, регистрационный номер 65466-16. Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины: измерения массового расхода и массы сепарированной скважинной жидкости; измерения объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям; измерения массового расхода и массы нефти без учета воды; индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла. Общий вид установки приведен на рисунке 1. Рисунок 1 – Установка измерительная «МЕРА-ММ.103». Общий вид. Пломбирование установок не предусмотрено. Средства измерений, находящиеся в составе установок, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.
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. Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения.
Идентификационные признакиB&R X20SCADAPackDirectLOGIC
Идентификационное наименование ПОMMBRMMSPMMDL
Номер версии (идентификационный номер) ПО7DE87DС57D7C
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)---
Нормирование метрологических характеристик установок проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью установок. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 – Метрологические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/ч (т/сут)от 0,2 до 83,3 (от 5 до 2000) 1)
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут)от 2 до 62500 (от 50 до 1500000) 1)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, %± 2,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости (без учета воды) при содержании воды в скважинной жидкости (в объемных долях), % От 0 до 70 % Св. 70 до 95 % Св. 95 % до 99 %± 6,0 ± 15,0 согласно методике измерений
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %± 5,0
________________________________ 1) - диапазон измерений указывается в паспорте каждого экземпляра установки.
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Рабочая средаскважинная жидкость
Параметры измеряемой среды: -давление, МПа -температура, °С -кинематическая вязкость жидкости, мм2/с -плотность жидкости, кг/м3 -максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т, не более -объемная доля воды в скважинной жидкости, %, не болееот 0,8 до 10,0 от - 51) до + 100 от 1 до 25002) от 700 до 1180 1000 99
Количество входов для подключения скважинот 1 до 14
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц220±33/380±57 50±1
Потребляемая мощность, кВ·А, не более30
Габаритные размеры (длина × ширина × высота), мм, не более: - блока технологического - блока контроля и управления12360×3250×3960 6000×3250×3960
Масса, кг, не более: - блока технологического - блока контроля и управления30000 10000
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПаот + 10 до + 30 от 30 до 80 от 84 до 106,7
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69УХЛ.1
Срок службы, лет, не менее203)
Средняя наработка на отказ, ч80000
__________________________ 1) – при условии незамерзания воды в рабочих условиях скважинной жидкости 2) - при сохранении текучести 3) - за исключением компонентов КИПиА срок службы, которых определен производителем
Комплектность
Поверкаосуществляется по документу НА.ГНМЦ.0217-2018 МП «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.103». Методика поверки с изменением № 1», утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 07.02.2020 г. Основные средства поверки: рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013; средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок измерительных «МЕРА-ММ.103».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным «МЕРА-ММ.103» ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой 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» Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений» ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия
ЗаявительАкционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш») ИНН 7204002810 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 Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») Адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а Тел./факс: (843) 567-20-10 E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.