Установки измерительные МЕРА-ММ.(SPD)

Описание

Установки измерительные МЕРА-ММ.(SPD) — техническое средство с номером в госреестре 76362-19 и сроком свидетельства (заводским номером) 18.10.2024. Имеет обозначение типа СИ: МЕРА-ММ.(SPD).
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.(SPD).

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.(SPD).

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
76362-19
НаименованиеУстановки измерительные
Обозначение типаМЕРА-ММ.(SPD)
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 номер18.10.2024
НазначениеУстановки измерительные «МЕРА-ММ.(SPD)» (далее установки) предназначены для измерений массы и массового расхода сырой нефти и сырой нефти 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 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 с применением кориолисовых или объемных счетчиков-расходомеров, позволяющих по измеренным значениям давления газа, температуры, времени и расчетным коэффициентом сжимаемости вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям. По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти, рассчитанной или измеренной в испытательной лаборатории, вычисляется величина массы нефти без учета воды. Установки, в зависимости от комплектации, состоят из: – блока технологического и блока контроля и управления, в котором размещаются шкафы управления; – блока технологического и блоков автоматики и связи, проектируемых в составе технологического объекта, в которых размещаются шкафы управления. Технологический блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещенным внутри оборудованием. Технологический блок соединяется со шкафами управления интерфейсным, силовым и контрольным кабелями. В блоке технологическом размещены: сепаратор; счетчик-расходомер для жидкости; счетчик-расходомер для газа; первичные измерительные преобразователи температуры, давления, перепада давления, трубопроводная обвязка, клапан регулирования уровня жидкости в сепараторе. 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 сырой нефти используются в зависимости от комплектации: счетчики – расходомеры массовые «Micro Motion», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее – регистрационный номер) 13425-06, 45115-10 и 45115-16; счетчики – расходомеры массовые кориолисовые «Rotamass», регистрационный номер 27054-09 и 27054-14; расходомеры массовые «Promass», регистрационный номер 15201-11. Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа используются в зависимости от комплектации: счетчики – расходомеры массовые «Micro Motion», регистрационный номер 13425-06, 45115-10 и 45115-16; счетчики – расходомеры массовые кориолисовые «Rotamass», регистрационный номер 27054-09 и 27054-14; датчики расхода газа ультразвуковые корреляционные Dymetic-1223, регистрационный номер 37419-08; датчики расхода газа Dymetic-1223М, регистрационный номер 57997-14. Объемная доля воды определяется по результатам анализа пробы рабочей среды в лаборатории или рассчитывается, и вносится как исходная информация по каждой скважине. 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 (блоке автоматики и связи) размещены: устройство обработки информации, реализующее функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации; силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции. В качестве устройств обработки информации применяют: контроллеры программируемые DirectLOGIC, регистрационный номер 17444-08, 17444-11 и 65466-16; системы управления модульные B&R X20, регистрационный номер 57232-14. Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины: измерения массового расхода и массы сепарированной сырой нефти; 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.(SPD)». Общий вид. Средства измерений, находящиеся в составе установок, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (далее – ПО) установок представляет собой загружаемое прикладное ПО контроллера, входящего в состав установки, и имеет метрологически значимую часть. ПО хранится в энергонезависимой (flash) памяти контроллера, обеспечивает общее управление базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, выполнение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1. Идентификационные данные метрологически значимой части встроенного ПО контроллеров, входящих в состав установок, соответствуют указанным в их описаниях типа. Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные признакиB&R X20Direct Logic
Идентификационное наименование ПОSPD.BR.001SPD.DL.001
Номер версии (идентификационный номер) ПО1708201712.130625
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)1512BA240416
Алгоритм вычисления цифрового идентификатораCRC32CRC16
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
12
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 в рабочих условиях, м3/ч (м3/сут)от 8,3 до 2700,0(от 200 до 172800)
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 % Св.70 до 95 % Св. 95 до 99%± 6,0 ± 15,0 согласно методике измерений
Продолжение таблицы 2
12
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %± 5,0
Примечания: 1. Верхний предел измерений объемного расхода свободного нефтяного газа в рабочих условиях не должен превышать 7200 м3/ч (172800 м3/сут). 2. Мгновенное значение объемного расхода свободного нефтяного газа в рабочих условия, проходящего через счетчик-расходомер газа в циклическом режиме, должно быть не ниже 8,3 м3/ч (200 м3/сут).
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Рабочая средасырая нефть
Параметры измеряемой среды: -избыточное давление, МПаот 0,8 до 10,0
-температура, оСот 25 до +100
-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, не более1000
-объемная доля воды в сырой нефти, %, не более99
Количество входов для подключения скважин1
Параметры электрического питания:напряжение переменного тока, Вдопустимое отклонение от номинального напряжения, %частота переменного тока, Гцпотребляемая мощность, кВ·А, не более220/380 ± 15(50 ± 1)30
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
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69УХЛ.1
Срок службы, лет, не менее20
Примечание – срок службы компонентов КИПиА определен производителем.
Комплектность
Поверкаосуществляется по документу МП 76362-19 «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.(SPD)». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тюменский ЦСМ» 25.06.2019 г. Основные средства поверки: Рабочий эталон 1-го или 2-го по ГОСТ 8.637-2013. 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.(SPD)».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным «МЕРА-ММ.(SPD)» 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 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 Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской области, Ханты-Мансийском автономном округе – Югра, Ямало-Ненецком автономном округе» (ФБУ «Тюменский ЦСМ») Адрес: 625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88 Тел.: (3452) 20-62-95 Факс: (3452) 28-00-84 Web-сайт: http://www.csm72.ru/ E-mail: mail@csm72.ru Аттестат аккредитации ФБУ «Тюменский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311495 от 03.02.2016 г.