Номер в гос. реестре

52747-13

Наименование типа СИ (обозначение)

Установки измерительные (Мера-ММ)

Назначение средства измерений

Модификация

МЕРА-ММ.21-А2-40-14-1500/1-200/1-1-П1

Описание типа

2017-52747-13.pdf

Тип производства

Заводской номер

4476

Год производства (возраст, лет)

Год производства не указан

Производитель

АО "ГМС Нефтемаш"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Тюмень

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,

от 2 до 62500

приведенный к стандартным условиям, м³/ч (м³/сут)

(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 %

±6

Св.70 до 95 %

±15

Св. 95 до 98 %

± 40

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти, %:

- при комплектации измерителями обводненности Red Eye:

от 0 до 50%

±0,85

от 50 до 70%

±1,0

от 70 до 100%

±0,5

- при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-2:

до 70%

±1,0

- при комплектации влагомерами нефти поточными ПВН-615.001:

от 0,01 до 50%

±0,7

от 50 до 70%

±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 о

температуры, С

±0,5

Пределы допускаемой погрешности системы обработки информации: - при преобразовании токовых сигналов (приведенная), %

±0,1

- при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.

±1,0

• - при измерении времени (относительная), %

• - алгоритма вычисления массы сырой нефти без учета воды и объема

±0,1

нефтяного газа приведенного к стандартным условиям (относительная), %

±0,025

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 140"⁶ до 15040"⁶

Плотность жидкости, кг/м³

от 700 до 1180

Максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м³/т

до 1000

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

380±38

- частота переменного тока, Гц

220±22

50±1

Габаритные размеры (длина ^х ширина ^х высота), не более: - блока технологического

12360 ^х 3250 ^х 3960

- блока контроля и управления

6000 х 3250 х 3960

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

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