Номер по Госреестру СИ: 59158-14
59158-14 Установки измерительные
("Мера-ММ.71")
Назначение средства измерений:
Установки измерительные «Мера-ММ.71» (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода сырой нефти и объема и объемного расхода нефтяного газа.
Внешний вид.
Установки измерительные
Рисунок № 1
Внешний вид.
Установки измерительные
Рисунок № 2
Общие сведения
Дата публикации - 08.11.2019
Срок свидетельства - 02.09.2024
Номер записи - 173253
ID в реестре СИ - 816584
Тип производства - серийное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Нет модификации, нет данных, Мера-ММ.71, МЕРА-ММ.(SPD), Мера ММ.71-1-40-12-400, МЕРА, «Мера-ММ», "Мера-ММ.71",
Производитель
Изготовитель - Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш»)
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Тюмень
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности -
Санкт-Петербург - город федерального значения, является вторым (неофициальным) хозяином России. Основан Петром 1 27 мая 1703 года. С началом Первой мировой войны - переименован в Петроград. В 1924 году - в Ленинград. 6 сентября 1991 года городу было возвращено историческое название.
Население составляет 5 131 942 человека. Единственный северный город в мире с таким количеством жителей. По численности населения в Европе Санкт-Петербург занимает 3-е место после Москвы и Лондона. Он расположен в устье Невы на побережье Финского залива, вытянувшись в юго-восточном направлении на 90 км. Площадь города составляет 1 439 км.
Это административный центр Северо-Западного федерального округа Российской Федерации, в который входят республики Коми и Карелия, Архангельская, Новгородская, Мурманская, Калининградская, Псковская, Ленинградская, Вологодская области и Ненецкий автономный округ.
Отчет "Анализ рынка поверки в Санкт-Петербурге" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Санкт-Петербург.
При проведении исследований были введены следующие ограничения:
- в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
- топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
- топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).
Содержание отчета:
- Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
- Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
- Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
- Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
- Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
- Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
- Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
- Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
- Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
- Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
- Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.
Статистика
Кол-во поверок - 533
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 104
Кол-во средств измерений - 329
Кол-во владельцев - 14
Усредненный год выпуска СИ - 2017
МПИ по поверкам - 1459 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№2543 от 2022.10.11 ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (2)
№1909 от 2014.11.26 Об утверждении типов средств измерений (ГР 59140-14 - 59195-14)
№2064 от 2019.09.02 О переоформлении и продлении срока действия свидетельства об утверждении типа средства измерений № 55807 "Установки измерительные "Мера-ММ.71"
№840 от 2020.04.27 ПРИКАЗ о продление свидетельство об утверждении типов СИ 37 шт
№199 от 2023.01.31 О закреплении документов национальной системы стандартизации за техническим комитетом по стандартизации "Ракетно-космическая техника" (ТК 321)
Наличие аналогов СИ: Установки измерительные ("Мера-ММ.71")
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш»)
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
59158-14 02.09.2024 |
Установки измерительные, "Мера-ММ.71" Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш») (РОССИЯ г. Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
Отчет "V_21. Поверка по организации в динамике по месяцам" полезен для оценки объёмов количества поверок, проводимых аккредитованной организацией. Отчет строится в динамике по месяцам и представлен тремя графиками. Графики являются интерактивными с возможностью масштабирования и экспорта в сторонние программы. В зависимости от выбранного графика приводятся объёмы поверок (все поверки, периодические поверки, извещения о непригодности) по месяцам, конкретной организации или группы организаций.
Для справки в шапке отчета приводится усредненная статистика по запросу:
- максимальное количество поверок за день
- среднее количество поверок в месяц и год
- количество месяцев (в выбранном временном интервале)
- количество годов (в выбранном временном интервале)
- общее количество поверок за выбранный период
Для построения отчета необходимо предварительно сконфигурировать два параметра его отображения:
1- Выбрать интересующим временной интервал (в БД имеются данные начиная с 2010 г.)
2- Выбрать аккредитованную на поверку организацию (несколько организаций) из списка СИ (выпадающий список позволяет делать множественный выбор). Существование дубликатов организаций вызвано разницей в написании наименований и преобразовании форм собственности организаций за все время ведения федерального фонда. Для удобства выбора в скобках указано общее кол-во поверок в системе, приходящееся на конкретного поверителя.
Кто поверяет Установки измерительные ("Мера-ММ.71")
| 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 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ООО ИК "СИБИНТЕК" (RA.RU.311951) | 10 | 0 | 4 | 0 | 9 | 0 | 3 | |||
| ООО "НМОП" (RA.RU.311359) | 17 | 11 | 0 | 17 | 0 | 17 | 0 | 17 | ||
| АО "ГМС НЕФТЕМАШ" (RA.RU.311402) | 88 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| ФБУ "ТЮМЕНСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311494) | РСТ | 6 | 0 | 6 | 0 | 6 | 0 | 6 | ||
| ООО "ГАЗПРОМНЕФТЬ-АВТОМАТИЗАЦИЯ" (RA.RU.312789) | 1 | 0 | 1 | 0 | 1 | 0 | 1 | |||
| АО "ГМС НЕФТЕМАШ" (RA.RU.311402) | 10 | 1 | 8 | 0 | 10 | 1 | 8 | |||
| ФБУ "САМАРСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311429) | РСТ | 1 | 0 | 1 | 0 | 1 | 0 | 1 | ||
| ОАО "ГМС Нефтемаш" (RA.RU.311402) | 332 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| ФБУ "ТЮМЕНСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311499) | РСТ | 55 | 2 | 0 | 55 | 0 | 43 | 0 | 43 | |
| Западно-Сибирский филиал ФГУП "ВНИИФТРИ" (RA.RU.311579) | РСТ | 7 | 6 | 0 | 7 | 0 | 7 | 0 | 7 | |
| ФБУ "ЦСМ ИМ. А.М. МУРАТШИНА В РЕСПУБЛИКЕ БАШКОРТОСТАН" (RA.RU.311406) | РСТ | 2 | 1 | 1 | 0 | 2 | 1 | 1 | ||
| ООО "ИНЭКС СЕРТ" (RA.RU.312302) | 2 | 0 | 2 | 0 | 2 | 0 | 2 | |||
| ООО "МЕТРОЛОГИЯ И АВТОМАТИЗАЦИЯ" (RA.RU.311956) | 2 | 0 | 2 | 0 | 2 | 0 | 2 |
Стоимость поверки Установки измерительные ("Мера-ММ.71")
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
Программное 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 признаки |
SIMATIC S7-300 |
Logix |
|
Идентификационное наименование ПО |
MM SM 1408 1314 |
MM AB 1408 1314 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7DE8DEAA |
7DE8DEAB |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
не используется |
не используется |
|
Другие идентификационные признаки |
- |
- |
Продолжение таблицы 1
|
Идентификационные признаки |
B&R X20 |
SCADAPack |
|
Идентификационное наименование ПО |
MM BR 1408 1314 |
12120501 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7DE8DEBB |
7DCC5103 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
не используется |
не используется |
|
Другие идентификационные признаки |
- |
- |
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 «средний» по Р 50.2.077-2014.
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) измерений
«Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «MEPA-MM», свидетельство об аттестации № 01.00284-2010120/01-2013 от 15.08.2013 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
ПНСТ 360-2019 ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования;
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия.
Изготовитель
Акционерное 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
Web-сайт: http://hms-neftemash.ru
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»)
ИНН 7203004003
Адрес: 625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88
Тел.:(3452)20-62-95
Факс:(3452)28-00-84
Web-сайт: httpV/тцсм.рф
E-mail: mail@csm72.ru
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 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный №) 45115-10, 45115-16);
- счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (регистрационный № 27054-09);
- расходомеры кориолисовые массовые Optimass (регистрационный № 42550-09);
- расходомеры массовые Promass (регистрационный № 15201-11);
- расходомеры массовые с преобразователями расхода и измерительными преобразователями I/A Series (расходомеры), CFS10, CFS20 (преобразователи расхода) и CFT50, CFT51 (измерительные преобразователи) (регистрационный № 53133-13);
- счетчики - расходомеры массовые ЭМИС-МАСС 260 (регистрационный № 47266-11, 77657-20);
- счетчики - расходомеры массовые Штрай-Масс (регистрационный № 70629-18);
- счетчики - расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак (регистрационный № 47266-11, 47266-16).
Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
- счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-10, 45115-16);
- счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (регистрационный № 27054-09);
- расходомеры кориолисовые массовые Optimass (регистрационный № 42550-09);
- расходомеры массовые Promass (регистрационный № 15201-11);
- счетчики - расходомеры массовые ЭМИС-МАСС 260 (регистрационный № 47266-11, 77657-20);
- счетчики - расходомеры массовые Штрай-Масс (регистрационный № 70629-18);
- счетчики - расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак (регистрационный № 47266-11, 47266-16);
- расходомеры - счетчики вихревые 8800 (регистрационный № 14663-12);
- расходомеры - счетчики вихревые объемные Yewflo DY (регистрационный № 17675-09);
- счетчики газа вихревые СВГ.М (регистрационный № 13489-13);
- датчик расхода газа ДРГ.М (регистрационный № 26256-06);
- счетчик газа DYMETIC-9423 (регистрационный № 37418-08);
- счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 (регистрационный № 43981-10);
- расходомеры массовые с преобразователями расхода и измерительными преобразователями I/A Series (расходомеры), CFS10, CFS20 (преобразователи расхода) и CFT50, CFT51 (измерительные преобразователи) (регистрационный № 53133-13).
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от комплектации:
- влагомер поточный моделей F (регистрационный № 46359-11);
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ (регистрационный № 42678-09);
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (регистрационный № 24604-12);
- влагомер нефти поточный ПВН-615.001 (регистрационный № 39100-09);
- измеритель обводненности Red Eye (регистрационный № 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:
- контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 фирмы Siemens AG, Германия (регистрационный № 15772-11);
- системы управления модульные B&R Х20 фирмы Bernecker und Rainer Industrie-Elektronik GmbH (B&R), Австрия (регистрационный № 57232-14);
- комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе платформы Logix, фирмы "Rockell Automation Allen-Bradley", США (регистрационный № 42664-09);
- контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack, фирмы "Schneider Electric SA", Франция (регистрационный № 56993-14).
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 обезвоженной нефти;
- индикации, архивирования и передачи результатов измерении на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Заводской (серийный) номер установок наносится на таблички типографским способом, обеспечивающим сохранность на весь период эксплуатации, которые крепятся на боковой стенке. Формат нанесения заводского номера - числовой. Пломбирование установок не предусмотрено. Средства измерений, находящиеся в составе установок, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.
Общий вид установки приведен на рисунках 1, 1а.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ.71». Общий вид
Рисунок 1а - Установка измерительная «Мера-ММ.71». Общий вид
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, 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 ± 15 согласно методике измерений |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, % |
± 5,0 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами: -давление, МПа |
от 0,2 до 10,0 |
|
-температура, °С |
от 0 до +90 |
|
-кинематическая вязкость жидкости, м2/с |
от 1М0-6 до 150М0-6 |
|
-плотность жидкости, кг/м3 |
от 700 до 1180 |
|
-максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т, не более |
до 1000 |
|
-объемная доля воды в сырой нефти, %. не более |
до 99 |
|
Количество входов для подключения скважин |
от 1 до 14 |
|
Параметры электрического питания: -напряжение переменного тока, В |
от 187 до 253, от 323 до 437 |
|
- частота переменного тока, Г ц |
50±1 |
|
- потребляемая мощность, кВ^А, не более |
30 |
|
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более: - блока технологического |
12360x3250x3960 |
|
- блока контроля и управления |
6000x3250x3960 |
|
Масса, кг, не более: - блока технологического |
30000 |
|
- блока контроля и управления |
10000 |
|
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 |
УХЛ.1 |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 |