Установки измерительные Мера-ММ
| Номер в ГРСИ РФ: | 52747-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 52747-13 |
| Наименование | Установки измерительные |
| Модель | Мера-ММ |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | 15.02.2018 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | C |
| Дата протокола | Приказ 129 п. 04 от 15.02.2013 |
Производитель / Заявитель
ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 3667.023.00137182-2012 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 3 года |
| Зарегистрировано поверок | 649 |
| Найдено поверителей | 10 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 649 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 52747-13: Описание типа СИ | Скачать | 479.8 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Установки измерительные «Мера-ММ» (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 используются в зависимости от комплектации:
- счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10);
- счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);
- расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Госреестр № 42550-09);
- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);
- счетчики - расходомеры массовые ЭЛМЕТРО - Фломак (Госреестр № 47266-11).
Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
- счетчики - расходомеры массовые MicroMotion (Госреестр № 45115-10);
- счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);
- расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Госреестр № 42550-09);
- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);
- счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 (Госреестр № 43981-10);
- расходомеры - счетчики вихревые 8800 (Госреестр № 14663-12);
- счетчики газа вихревые СВГ.М (Госреестр № 13489-07);
- счетчик газа DYMETIC-9423 (Госреестр № 37418-08);
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от комплектации:
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12);
- влагомер нефти поточный ПВН-615.001 (Госреестр № 39100-09);
- измеритель обводненности Red Eye (Госреестр № 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:
- устройства распределенного ввода/вывода SIMATIC ET200 фирмы Siemens AG, Германия (Госреестр № 22734-11);
- контроллеры программируемые DL205 фирмы Automation Direct, Япония, США (Госреестр № 17444-11);
- контроллеры SCADAPack32 на основе измерительных модулей серии 5000 фирмы Control Microsystems Inc., Канада (Госреестр № 16856-08).
У становки 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.
О бщий вид установки приведен на рисунках 1, 1а.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ». Общий вид
Рисунок 1а - Установка измерительная «Мера-ММ». Общий вид
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) установок представляет собой встроенное ПО контроллера, входящего в состав установок. Алгоритмы вычислений контроллеров
аттестованы, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения
№ 01.00284-2010-071/04-2012 от 20.11.2012 г., ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.
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.
И дентификационные данные программного обеспечения представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО.
|
Наименование ПО |
Идентиф икационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
ПО МЕРА контроллера Direct Logic |
MG_DL_1212_0501 |
7DCC51O7 |
Не используется |
- |
|
ПО МЕРА контроллера Siemens ET200S |
MG_SM_1212_0501 |
7DCC5135 |
Не используется |
- |
|
ПО МЕРА контроллера SCADAPack32 |
12120501 |
7DCC51O3 |
Не используется |
- |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «А» согласно МИ 3286-2010.
Схемы пломбирования контроллеров от несанкционированного доступа приведены на рисунках 2-4.
Рисунок 2 - Схема пломбирования контроллера «Direct Logic»
Рисунок 3 - Схема пломбирования контроллера «Siemens»
Рисунок 4 - Схема пломбирования контроллера «SCADAPack32»
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
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 % Св.70 до 95 % Св. 95 до 98 % |
±6 ±15 ± 40 |
|
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти, %: - при комплектации измерителями обводненности Red Eye: от 0 до 50% от 50 до 70% от 70 до 100% - при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-2: до 70% - при комплектации влагомерами нефти поточными ПВН-615.001: от 0,01 до 50% от 50 до 70% |
±0,85 ±1,0 ±0,5 ±1,0 ±0,7 ±0,9 |
|
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), % - при измерении числа импульсов (абсолютная), имп. - при измерении времени (относительная), % - алгоритма вычисления массы сырой нефти без учета воды и объема нефтяного газа приведенного к стандартным условиям (относительная), % |
±0,1 ±1,0 ±0,1 ±0,025 |
Таблица 3 - Технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Рабочая среда |
продукция нефтяных скважин |
|
Давление рабочей среды, МПа |
от 0,2 до 6,3 |
|
Температура рабочей среды, оС |
от -5 до +90 |
|
Кинематическая вязкость жидкости, м2/с |
от П10-6 до 150М0-6 |
|
Плотность жидкости, кг/м3 |
от 700 до 1180 |
|
Максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т |
до 1000 |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Объемная доля воды в сырой нефти, % |
до 98 |
|
Количество входов для подключения скважин |
от 1 до 14 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38 220±22 50±1 |
|
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), не более: - блока технологического - блока контроля и управления |
12360 х 3250 х 3960 6000 х 3250 х 3960 |
|
Масса, кг, не более - блока технологического - блока контроля и управления |
30000 10000 |
|
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 |
УХЛ.1 |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 |
|
Категория взрывоопасной и пожарной опасности установки в соответствии с ВНТП01/87/04 и НПБ105-95 |
А |
|
Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) |
В-1а |
|
Категория и группа взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330.0-99 |
ПА-Т3 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установка измерительная |
«Мера-ММ» |
1 шт. |
|
Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) |
- |
1 компл. |
|
«Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ». Методика поверки» с изменением № 1 |
МП 3667.023.00137182-2012 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 3667.023.00137182-2012 «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ». Методика поверки» с изменением № 1, утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефте-автоматика» 24 июля 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 или 2 разрядов по ГОСТ 8.637-2013;
- рабочий эталон 2 разряда по ГОСТ 8.142-2013;
- рабочий эталон 1 разряда по ГОСТ 8.618-2014;
- рабочий эталон 2 разряда по ГОСТ 8.614-2013;
- термостат жидкостный Термотест-100 (Госреестр № 39300-08);
- термометр сопротивления платиновый вибропрочный эталонный ПТСВ-1-2 (Госреестр № 32777-06);
- калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 18624-99).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых установок с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок.
Сведения о методах измерений
Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «Мера-ММ», свидетельство об аттестации № 01.00284-2010-060/01-2012 от 15.10.2012 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
ГОСТ 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа
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.
Смотрите также
