Назначение
Система измерительная коммерческого учета резервуарного парка ПСП «Талаканское» ОАО «ВЧНГ» (далее - СКУ РП) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы брутто и нетто товарной нефти по ГОСТ Р 51858 (далее - нефть) при ведении учетных операций ОАО «ВЧНГ».
Описание
СКУ РП реализует косвенный метод гидростатического измерения массы нефти по ГОСТ 8.595 в вертикальный стальных резервуарах при помощи уровнемера, преобразователей давления и температуры. Принцип действия СКУ РП заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке информации посредством системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам уровня, давления и температуры.
Объем нефти определяется по градуировочной таблице резервуара на основании измерений уровней и температур нефти и подтоварной воды. Плотность нефти определяется двумя методами: лабораторным, по результатам физико-химического анализа и расчетным, основанном на гидростатическом принципе. Масса нефти определяется косвенным методом по измеренным значениям гидростатического давления столба и уровня нефти. Показатели качества нефти определяются в химико-аналитической лаборатории.
В состав СКУ РП входят:
- Резервуары РВС-5000 (заводские номера 21 и 22);
- СОИ.
Каждый из резервуаров оснащен измерительно-управляющей системой Tank Gauging (Госреестр № 25576-07), включающей в себя измерительные каналы (далее - ИК) уровня, гидростатического давления и температуры. В состав измерительно-управляющей системы Tank Gauging входят: уровнемер микроволновый Micropilot S FMR 533 (Госреестр № 1767208), преобразователь давления Cerabar S PMP71 (Госреестр № 41560-09), преобразователь температуры Prothermo NMT539 (Госреестр № 44788-10) и преобразователь Tank Side Monitor NRF590 (Госреестр № 25576-07). Все средства в составе измерительно-управляющей системы Tank Gauging помещены в обогреваемые термобоксы.
СОИ СКУ-РП состоит из комплекса измерительно-вычислительного (далее - ИВК) CENTUM CS3000 (Госреестр № 21532-08) и операторских станций.
Состав и технологическая схема СКУ РП обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение уровня, усредненной температуры, гидростатического давления нефти и уровня подтоварной воды;
- расчет массы брутто и нетто нефти в начале и в конце учетной операции, объема и плотности нефти при температуре в резервуаре и приведенные к 15 °C и 20 °C;
- отображение информации о технологическом процессе;
- ведение журнала событий, архивирование данных, автоматическое формирование отчетов об учетно-расчетных опрециях;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
СКУ РП представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного импортного изготовления. Монтаж и наладка СКУ РП осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СКУ РП и эксплуатационными документами ее компонентов.
Программное обеспечение (ПО) охватывает вычислительные средства, входящие в состав СКУ РП, и реализовывает полный объем функций. ПО СКУ РП разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений количества (массы, объема) и показателей качества нефти, а также защиту и идентификацию ПО СКУ РП. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями массы (массового расхода) и показателей качества нефти).
Защита ПО СКУ РП от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Таблица 1 - Параметры ПО СКУ РП
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО CENTUM CS3000 | 051-D15-021.edf 051-D15-022.edf 051-D20-021.edf 051-D20-022.edf 051-DENS-021_C1.edf 051-DENS-021_C2.edf 051-DENS-022_C1.edf 051-DENS-022_C2.edf 051-FLOW-021_C1.edf 051-FLOW-021_C2.edf 051-FLOW-022_C1.edf 051-FLOW-022_C2.edf 051-FM-021.edf 051-FM-022.edf 051-FV-021.edf 051-FV-022.edf 051-VOL-021_C1.edf 051-VOL-021_C2.edf 051-VOL-022_C1.edf 051-VOL-022_C2.edf 051-VOLUME-021.edf 051-VOLUME-022.edf 051-W-021.edf 051-W-022.edf 051-WEI-021_C2.edf 051-WEI-022 C2.edf | 1.0 | 69B39F64 3B51E5C8 440C2944 96A9ADD1 C7497459 CE22ABE6 89F8F9CB 21A43205 F88227AF 157B13A9 5F961126 BFF2DF30 D7A8C275 3C88CADD BB30E988 8485D21A B2E64FD0 984F7711 4E6983CB FDAAF9A4 C5FF5555 5ED40D45 0A616A6B 68234E46 60BA9C46 3AC1A303 | CRC32 |
Примечание — Для подсчета контрольной суммы была использована программа WIN-RAR версии 4.0.
Идентификация ПО СКУ РП осуществляется путем отображения на дисплее операторской станции управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СКУ РП, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО СКУ РП защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем регистрации производственного персонала по личному коду и паролю, проверкой регистрации персонала перед выдачей информации и выполнением команд управления. Доступ к метрологически значимой части ПО СКУ РП для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СКУ РП обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализуемых алгоритмов. При этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО СКУ РП имеет уровень защиты С.
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики СКУ описаны в таблицах 2-5.
Таблица 2 - Параметры резервуаров РВС-5000
| Обозначение резервуара | Верхний допустимый уровень налива, мм | Нижний допустимый уровень слива, мм | Разность гидростатического давления столба нефти до и после операций слива или налива, кПа, не менее |
| РВС-21 | 10800 | 600 | 50 |
| РВС-22 | 10800 | 600 | 50 |
Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики СКУ РП
| Наименование | Значение |
| Рабочая среда | Товарная нефть |
| Диапазоны измерения входных параметров: - уровень нефти в резервуаре, мм - гидростатическое давление столба нефти, кПа - усредненная температура нефти, °C | от 0 до 12000 от 0 до 200 от минус 10 до 40 |
| Физико-химические свойства нефти: - плотность при 20 °C, кг/м3 - массовая доля воды, не более % массовых - массовая доля механических примесей, не более % массовых - концентрация хлористых солей, не более мг/дм3 - давление насыщенных паров, кПа - свободный газ | от 820 до 870 0,5 0,05 300 66,7 Отсутствует |
| Пределы относительной погрешности СКУ РП при измерении массы (массового расхода) брутто нефти: - при массе нефти до 120 т. %; - при массе нефти от 120 т. %. | ±0,65 ±0,50 |
| Пределы относительной погрешности СКУ РП при измерении массы (массового расхода) нетто нефти: - при массе нефти до 120 т. % - при массе нефти от 120 т. % | ±0,75 ±0,60 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °C ■ для уровнемера микроволнового Micropilot S FMR 533 ■ для преобразователя давления Cerabar S PMP71 ■ для преобразователя температуры Prothermo NMT539 ■ для преобразователя Tank Side Monitor NRF590 | от минус 40 до 80 от минус 40 до 85 от минус 40 до 85 от минус 40 до 60 |
| ■ для ИВК CENTUM CS3000 - относительная влажность, % ■ для уровнемера микроволнового Micropilot S FMR 533 ■ для преобразователя давления Cerabar S PMP71 ■ для преобразователя температуры Prothermo NMT539 ■ для преобразователя Tank Side Monitor NRF590 ■ для ИВК CENTUM 3000 | от 15 до 25 до 80 % без конденсации от 4 до 100 % до 80 % без конденсации до 80 % без конденсации от 20 до 80 % без конденсации |
| Параметры электропитания: - напряжение, В: - частота, Гц | 220 (+10 %, -10 %) 50 ± 1 |
| Потребляемая мощность, Вт, не более | 310 |
| Наименование | Значение |
| Габаритные размеры, мм, длина х ширина х высота, не более: - уровнемера микроволнового Micropilot S FMR 533; - преобразователя давления Cerabar S PMP71; - преобразователя температуры Prothermo NMT539 - преобразователя Tank Side Monitor NRF590 - шкафа СОИ | 627x454x454 189x111x152 21929,5x104x120 355x194x242 800x800x2100 |
| Масса, кг, не более | 235 |
| Срок службы, лет, не менее | 12 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК СКУ РП
| № ИК | Наименование ИК | Диапазон измерений | Пределы допускаемой погрешности |
| Основной | В рабочиx условияx |
| 1 | ИК уровня | от 0 до 12000 мм | 1 мм | 1 мм |
| 2 | ИК давления | от 0 до 200 кПа | 0,075 % от диап. | 0,075 % от диап. |
| 3 | ИК температуры | от минус 10 до 40 °C | 0,2 °С | 0,2 °С |
Таблица 5 - Метрологические характеристики компонентов СКУ РП
| № ИК | Измерительные и связующие компоненты СКУ РП | Комплексный компонент СКУ РП (ИВК CENTUM CS3000) |
| Тип СИ | Тип выxодного сигнала | Пределы допускаемой погрешности | Тип вxодного сигнала | Пределы допускаемой погрешности |
| Основной | Дополнительной | Основной | Дополнительной |
| 1 | Micropilot S FMR 533 | Цифровой HART | 1 мм | отсутс. | Цифровой ModBus по RS-485 | отсутс. | отсутс. |
| Tank Side Monitor NRF590 | Цифровой ModBus по RS-485 | отсутств. | отсутств. | | |
| 2 | Cerabar S PMP71 | Цифровой HART | 0,075 % от диап. | отсутс. | Цифровой ModBus по RS-485 | отсутс. | отсутс. |
| Tank Side Monitor NRF590 | Цифровой ModBus по RS-485 | отсутс. | отсутс. |
| 3 | Prothermo NMT 539 | Цифровой HART | 0,2 °C | отсутс | Цифровой ModBus по RS-485 | отсутс. | отсутс. |
| Tank Side Monitor NRF590 | Цифровой ModBus по RS-485 | отсутс. | отсутс. |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, закрепленную на шкафу КИПиА, методом шелкогра-фии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность
| Наименование | Количество |
| Система измерительная коммерческого учета резервуарного парка ПСП «Талаканское» ОАО «ВЧНГ», зав. №01. | 1 экз. |
| Система измерительная коммерческого учета резервуарного парка ПСП «Талаканское» ОАО «ВЧНГ». Паспорт. | 1 экз. |
| Система измерительная коммерческого учета резервуарного парка ПСП «Талаканское» ОАО «ВЧНГ». Методика поверки. | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 51435-12 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерительная коммерческого учета резервуарного парка ПСП «Талаканское» ОАО «ВЧНГ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 1 июня 2012 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных и промежуточных измерительных преобразователей;
- калибратор многофункциональный модели MC5-R.
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика (метод) измерений массы нефти в вертикальных резервуарах системой измерительной коммерческого учета резервуарного парка «Талаканское» ОАО «ВЧНГ», регистрационный номер ФР.1.29.2009.05713 в Федеральном реестре методик измерений».
Нормативные документы
ГОСТ Р 51858 -2002 «Нефть. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.595-2004 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Рекомендации к применению
- Осуществление государственных учетных операций;
- Осуществление торговли и товарообменных операций.
