Установки измерительные Мера-ММ.31

Номер в ГРСИ РФ: 55544-13
Производитель / заявитель: АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Поставщик:
Нет данных
Установки измерительные Мера-ММ.31 поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55544-13: Описание типа СИ Скачать 283.4 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55544-13
Наименование Установки измерительные
Модель Мера-ММ.31
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке НА.ГНМЦ.0033-13 МП
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 3 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата 20.11.2018
Тип сертификата (C - серия/E - партия) C
Дата протокола Приказ 1348 п. 15 от 20.11.2013
Производитель / Заявитель

ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень

 Россия 

Назначение

Установки измерительные «Мера-ММ.31» (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, 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 вихревыми счетчиками (датчиками расхода), позволяющими по измеренным значениям объема газа в рабочих условиях, давления и температуры газа, 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 счетчики -расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10).

Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:

- датчики расхода газа ДРГ.М Госреестр № 26256-06).

Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются влагомеры сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09);

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 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 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.

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 ФБУ Тюменский ЦСМ г.Тюмень 1 октября 2013 г..

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.

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.

Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.

Идентификационное наименование ПО

Номер версии

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

qmicro

03.12.0091

4CE136FE

CRC16

DebitCalc

V0.1

3a0442256a3abe0f64a7c4e9

27160bd3

МD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Общий вид контроллеров представлен на рисунках 2, 3.

Технические характеристики

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:

-давление, МПа    от 0,2 до 4,0

-температура, оС    от 0 до 60

-кинематическая вязкость жидкости, м2/с    от 1Т0-6 до 150Т0-6

-плотность жидкости, кг/м3    от 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 62,5

(от 5 до 1500).

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 90 % св.90 до 98 % св.98 до 99 %

± 6; ± 15; ± 43; ± 80.

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-АТ, %: от 0,01 до 50% от 50 до 90% от 90 до 100%

± 0,5; ± 1,0; ± 0,66.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %

± 5,0.

± 0,3.

± 0,5.

± 0,1; ± 1,0; ± 0,1;

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

__о/~ч

измерений температуры, С

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), %

± 0,025. от 1 до 14.

220/380 В ± 15 %. не более 30 кВ А.

Количество входов для подключения скважин Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц Потребляемая мощность,

Габаритные размеры (длина х ширина х высота), не более:

-    блока технологического    12360 х 3250 х 3960 мм;

-    блока контроля и управления    6000 х 3250 х 3960 мм. Масса, не более:

-    блока технологического    30000 кг;

-    блока контроля и управления    10000 кг. Климатическое исполнение УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69. Срок службы, не менее 10 лет. По взрывоопасной и пожарной опасности установка относится к помещениям с

производствами категории А по ВНТП 01/87/04-84 и НПБ105-03.

Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического В-1а по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).

Категория и группа взрывоопасной смеси 11А-Т3 по ГОСТ Р 51330.0-99.

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

Наименование

Количество

Установка измерительная «Мера-ММ.31»

1 компл.

Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации)

1 компл.

Методика поверки

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0033-13 МП «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.31». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 24 июля 2013 г.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

-расходомер кориолисовый массовый RCCS33, расход от 0,45 до 1500 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 0,25 %;

расходомер кориолисовый массовый RCCS39, расход от 43 до 120000 кг/ч, с относительной погрешностью ± 0,25 %;

-частотомер Ч3-57 108имп (10-3-100) с ТУ 25-06.86541-86, с относительной погрешностью ± 2,5 10-7;

-ареометр АОН-1, (940.1000) кг/м3, цена деления ±1 кг/м3, с абсолютной погрешностью ± 0,5 кг/м3;

-датчик расхода газа ДРГ.М-160, расход при рабочих условиях от 4 до 160 м3/ч, с относительной погрешностью ± 1,5 %;

-датчик расхода газа ДРГ.М-2500, расход при рабочих условиях от 125 до 2500 м3/ч, с относительной погрешностью ± 1,5 %.

-    термостат жидкостный Термотест-100 (Гостреестр № 39300-08);

-    термометр сопротивления платиновый вибропрочный эталонный ПТСВ-1-2 (Госреестр № 32777-06).

-    калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 18624-99);

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «Мера-ММ.31», утвержденной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 1 октября 2013 г.

Нормативные и технические документы, распространяющиеся на установки измерительные «Мера-ММ.31»

1.    ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.

2.    ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «Мера-ММ». Технические

условия.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

55542-13
WF мод. WF-3000, WF-4000, WF-5000 Термометры медицинские электронные инфракрасные
Фирма "AVITA (Wujiang) Co., Ltd." , Китай; Фирма "Shenzhen TSGE Electronics Co., Ltd.", Китай
55541-13
Мера-ММ.4Х Установки измерительные
ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень