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 -
Простой и информативный отчёт, охватывающий все организации, аккредитованные на право поверки. В качестве исходной информации используются данные ФГИС АРЩИН за период с 2010 года по настоящее время.
В отчете представлены данные по количеству поверок средств измерений, проводимых аккредитованными организациями на территории РФ.
Отчёт имеет два варианта предварительных фильтров:
- выборка по годам или за все время формирования БД, начиная с 2010 года
- по различным тематическим разрезам, статусам и типам организаций (подведы Росстандарта, ФГУПы Росстандарта, ФБУ Росстандарта, гос. организации, коммерческие организации)
Отчёт состоит из одной круговой диаграммы и свободной таблицы. Круговая диаграмма построена на инструменте Google Chart и показывает доли поверок самых больших организаций.
Сводная таблица имеет более 4000 строк, при этом, реальное количество аккредитованных организаций не превышает 2 тысяч. Существование дубликатов организаций вызвано разницей в написании наименований и преобразовании форм собственности организаций за все время ведения федерального фонда.
В таблице по каждой из организаций представлена следующая информация:
- Полное наименование организации
- Общее количество поверок начиная в 2010 года
- Поверок за год (последние 365 дней)
- Среднее кол-во поверок в день за последний год (в году 365 дней)
- Среднее кол-во поверок в день за последний год (только рабочие дни при 5-ти дневке - 248 р.д.)
- Общее количество первичных поверок
- Общее количество периодических поверок
- Общее количество поверок без статуса
- Кол-во извещений о непригодности в штуках
- Кол-во извещений о непригодности в процентах
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 |
Суть отчета показать, как в динамике по годам осуществляется наполнение реестра ФГИС АРШИН типами средств измерений в разрезе типа производства (серийное или единичное) и страны изготовления. Отчет состоит из 7 графиков и одной сводной таблицы. Графики являются интерактивными, имеют функции экспорта и масштабирования. Таблица обладает функциями поиска и сортировки по любой из колонок.
График "Типы СИ ФГИС АРШИН по годам (серийное vs единичное производство), шт.".
OX - год, начиная с 1991;
OY-количество типов СИ в штуках.
Синим цветом отмечены типы СИ серийного производства, красным - единичного.
График "Типы СИ ФГИС АРШИН серийного и единичного производства (импортные и отечественные), %».
Цветовым выделением по секторам показано % соотношение отечественных серийных типов СИ, отечественных единичных типов СИ, серийных импортных типов СИ и единичных импортных типов СИ.
Круговая диаграмма "Типы СИ - серийное производство". В процентных показано соотношение между иностранными и отечественными типами СИ серийного производства.
Круговая диаграмма "Типы СИ - единичное производство". В процентных показано соотношение между иностранными и отечественными типами СИ единичного производства.
Типы СИ ФГИС АРШИН серийного производства по годам (отечественные и импортные), шт.».
OX - год, начиная с 1991;
OY-количество типов СИ в штуках.
Синим цветом отмечены отечественные типы СИ серийного производства, красным - импортные типы СИ серийного производства.
Типы СИ ФГИС АРШИН серийного производства по годам (отечественные и импортные), %».
OX - год, начиная с 1991;
OY-количество типов СИ в процентах.
Синим цветом отмечены отечественные типы СИ серийного производства, красным - импортные типы СИ серийного производства.
Типы СИ ФГИС АРШИН серийного производства по годам (отечественные и импортные без резервуаров, цистерн, трансформаторов, измерительных систем), %".
Особенностью графика является игнорирование специфических типов СИ, которые по своей сути не являются классическими СИ и мешают понять истинное соотношение между отечественными и импортными СИ серийного производства.
OX - год, начиная с 1991;
OY-количество типов СИ в процентах.
Синим цветом отмечены отечественные типы СИ серийного производства, красным - импортные типы СИ серийного производства.
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 | |
| 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 | |||
| Западно-Сибирский филиал ФГУП "ВНИИФТРИ" (RA.RU.311579) | РСТ | 7 | 6 | 0 | 7 | 0 | 7 | 0 | 7 |
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 |