Номер по Госреестру СИ: 25995-12
25995-12 Установки измерительные
(МЕРА)
Назначение средства измерений:
Установки измерительные «Мера» (далее - установки) предназначены для измерений расходов и количества разделенных в процессе сепарации компонентов продукции нефтяных скважин.
Внешний вид.
Установки измерительные
Рисунок № 1
Внешний вид.
Установки измерительные
Рисунок № 2
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства - 18.05.2017
Номер записи - 109498
ID в реестре СИ - 331898
Тип производства - серийное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 3 года
Наличие периодической поверки - Да
Модификации СИ
Нет модификации, нет данных, МЕРА,
Производитель
Изготовитель - ОАО "ГМС Нефтемаш"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Тюмень
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Отчет позволяет получить информацию по модификациям СИ утвержденных типов:
- наименования модификаций в зависимости от типа СИ;
- количество СИ каждой из модификаций;
- долю СИ, приходящихся на конкретную модификацию от общего количества СИ данного типа.
Статистика
Кол-во поверок - 18
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 11
Кол-во средств измерений - 15
Кол-во владельцев - 2
Усредненный год выпуска СИ - 2014
МПИ по поверкам - 1049 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
Наличие аналогов СИ: Установки измерительные (МЕРА)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений ОАО "ГМС Нефтемаш"
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
25995-12 18.05.2017 |
Установки измерительные, МЕРА ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
46041-10 28.12.2015 |
Установки измерительные, МЕРА-ММ.х2.С ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
51338-12 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 после компрессорной низкого давления, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
51339-12 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на факел низкого давления, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
51428-12 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на горелку факела, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
51429-12 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на факел высокого давления, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
52747-13 15.02.2018 |
Установки измерительные, Мера-ММ ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
52997-13 |
Система измерений количества и параметров газа СИКГ-10 площадки УПН-1 на горелку факела ОАО "ВЧНГ", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
52998-13 |
Система измерений количества и параметров газа СИКГ11 площадки УПН-1 на факел высокого давления ОАО "ВЧНГ"", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
52999-13 |
Система измерений количества и параметров газа СИКГ12 площадки УПН-1 на факел низкого давления ОАО "ВЧНГ"", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
53000-13 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в составе узла оперативного учета газа УОУГ-1, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
53001-13 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в составе узла оперативного учета газа УОУГ-3, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
54145-13 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе подачи продувочного газа в факельный коллектор высокого давления УПН-1 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения ОАО "Верхнечонскнефтегаз", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
54146-13 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопровод подачи продувочного газа в факельный коллектор низкого давления УПН-1 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения ОАО "Верхнечонскнефтегаз", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
55541-13 20.11.2018 |
Установки измерительные, Мера-ММ.4Х ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
55544-13 20.11.2018 |
Установки измерительные, Мера-ММ.31 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
56231-14 17.01.2019 |
Установки измерительные, Мера-МР ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
56603-14 26.02.2019 |
Установки измерительные, Мера-ММ.51 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
57865-14 22.07.2019 |
Установки измерительные, Мера-ММ.61 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
58011-14 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой №2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО "Терминал-Сервис", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
1 год |
|
59381-14 19.12.2019 |
Установки измерительные, Мера-ММ.81 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
4 года |
|
59827-15 |
Система измерения количества газа №368 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
2 года |
|
60779-15 27.05.2020 |
Установки измерительные, Мера-ММ.91 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
59158-14 26.11.2019 |
Установки измерительные, Мера-ММ.71 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
4 года |
Отчет позволяет вывести информацию о всех поверках, выполненных с применением аттестованных эталонов единиц величин.
На первом этапе работы отчета по поисковой фразе ищется один или несколько эталонов. Длина поисковой фразы должна быть не менее 5 символов. Поиск осуществляется по номеру эталона, названию, владельцу или номеру ГЭТ. Далее, щелкнув по колонке [количество поверок] можно перейти к списку поверок, выполненных с применением выбраненного эталона.
Кто поверяет Установки измерительные (МЕРА)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ФБУ "ТОМСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311225) | РСТ | 4 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | ||
| ФБУ «Тюменский ЦСМ» (RA.RU.311494) | РСТ | 3 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | ||
| ФБУ "ТЮМЕНСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311499) | РСТ | 11 | 0 | 11 | 0 | 11 | 0 | 11 |
Стоимость поверки Установки измерительные (МЕРА)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
Установки имеют встроенное программное обеспечение (далее ПО), выполняющее вычислительные функции в соответствии с назначением установок и влияющее на их метрологические характеристики.
ПО состоит из микропрограмм:
-MG_DL_0912_1407 для контроллера «Direct Logic»;
-MG_SM_1109_1552 для контроллера «Siemens ET200S»;
-20110313 для контроллера «SCADAPack32».
Метрологически значимая часть ПО в отдельный блок не выделяется.
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.
Идентификационные данные программного обеспечения представлены в таблице
|
Наименование ПО |
Идентификационное 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_0912_1407 |
7D9C2106 |
32945597 |
CRC32 |
|
ПО МЕРА контроллера Siemens ET200S |
MG_SM_1109_1552 |
7DB93134 |
20259BE1 |
STEP7 |
|
ПО МЕРА контроллера SCADAPack32 |
20110313 |
7DB34102 |
F74F57DB |
CRC32 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» 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»
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетоды измерений приведены в «Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика измерений измерительными установками «Мера», свидетельство об аттестации № 441/01.002.48-2008/2011.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным «Мера»ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема.
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования.
ГОСТ Р 51330.1-99 (МЭК 60079-1-98) Электрооборудование взрывозащищенное.
Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка».
ТУ 3667-011-00137182-2005 Установки измерительные «Мера». Технические условия.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу «Инструкция ГСИ. Установки измерительные «МЕРА». Методика поверки» МП 3667.011.00137182-2012, утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 10 февраля 2012 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
-толщиномер ультразвуковой 37DL PLUS с основной абсолютной погрешностью измерений ± 0,01 мм;
-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 ± 2,540’7;
-ареометр АОН-1, (940.. .1000) кг/м3, цена деления ±1 кг/м3, с абсолютной
погрешностью ± 0,5 кг/м3;
-датчик расхода жидкости ДРЖИ 25-8-МП, расход от 0,8 до 8 м3/ч, с относительной погрешностью ± 0,5 %;
-датчик расхода жидкости ДРЖИ 50-30-МП, расход от 3 до 30 м3/ч, с относительной погрешностью ± 0,5 %;
-датчик расхода жидкости ДРЖИ 100-200-МП, расход от 20 до 200 м3/ч, с относительной погрешностью ± 0,5 %;
-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 %.
Изготовитель
ОАО «ГМС Нефтемаш» 625003, г. Тюмень, ул. Военная, 44; телефон (3452) 430-103,
факс (3452) 432-239; e-mail: girs@hms-neftemash.ru
Испытательный центр
ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ», ул. Минская, д.88, г. Тюмень, 625027. http://www.csm72.ru
Принцип действия установок основан на гидростатическом принципе измерения массы и массового расхода нефти по обводненности жидкости, времени наполнения, перепада давления между верхним и нижним уровнем жидкости в калиброванном участке сепаратора.
Измерение выделившегося в процессе сепарации нефтяного газа производится методом [PVT], позволяющим по измеренным значениям давления газа, температуры и времени опорожнения калиброванного объема вычислить объем и объемный расход газа, приведенного к стандартным условиям, с учетом коэффициента сжимаемости.
Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины: -измерения среднего массового расхода и массы сырой сепарированной 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.
Установка состоит 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;
-первичные измерительные преобразователи температуры, давления и перепада 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.
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.
Общий вид установки приведен на рисунках 1, 1а.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера». Общий вид.
Рисунок 1а - Установка измерительная «Мера». Общий вид.
|
Наименование |
Количество |
|
Блок технологический |
1 компл. |
|
Датчик дифференциального давления |
2 шт.* |
|
Датчик давления |
2 шт.* |
|
Датчик температуры |
2 шт.* |
|
Блок контроля и управления |
1 компл. |
|
Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) |
1 компл. |
|
Методика поверки |
1 экз. |
|
Примечание: *- в соответствии с заказом | |
Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:
|
-давление, МПа |
от 0,2 до 6,3 |
|
О -температура, С -кинематическая вязкость жидкости, м2/с -плотность жидкости, кг/м3 -максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т -влагосодержание, % Верхний предел массового расхода жидкости, кг/ч (т/сут) |
от минус 5 до плюс 85 от Ы0-6 до 12040-6 от 700 до 1180 до 1000 до 100 20830 (500) 83330 (2000) |
|
Нижний предел массового расхода жидкости, в процентах от верхнего предела, % Пределы допускаемой относительной погрешности |
1 |
установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности
установки при измерении массы и массового расхода нефти (без учета воды) при влагосодержании, %
Св. 95%
в соответствии с методикой измерений
Верхний предел расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут)
Нижний предел расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут)
20830 (500000)
83330 (2000000)
1 (24)
4 (96)
Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %
Пределы измерений давления рабочей среды, МПа Переделы допускаемой приведенной погрешности установки при измерении давления, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки при измерении температуры, С
Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении перепада давления, %
Пределы допускаемой погрешности устройства обработки информации: -при преобразовании токовых сигналов (приведенная), % -при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.
-при измерении времени (относительная), %
-при вычислениях по заданным алгоритмам (относительная), % Количество входов для подключения скважин
± 5 от 0,2 до 6,3
± 0,3
± 0,5
± 0,3
± 0,1
± 1
± 0,1 ± 0,025 от 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 x ширина x высота), не более:
-блока технологического 12360 x 3250 x 3960 мм
-блока контроля и управления Масса, не более:
-блока технологического
6000 x 3250 x 2640 мм
30000 кг
-блока контроля и управления 2500 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 ВНТП01/87/04 и НПБ105-95.
Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического В-Ia по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).
Категория и группа взрывоопасной смеси ПА-Т3 по ГОСТ Р 51330.0-99.