Система коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 4, РВС 5, РВС 6 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО "Восточно-Сибирская нефтегазовая компания"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 2 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 4, РВС 5, РВС 6 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО «ВосточноСибирская нефтегазовая компания» (далее - система) предназначена для измерений уровня, температуры и давления, вычисления массы брутто и нетто товарной нефти, принятой в резервуары вертикальные стальные РВС 4, РВС 5, РВС 6.

Описание

Принцип действия системы заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи комплекса измерительно-вычислительного STARDOM цифровых входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от средств измерений, входящих в состав системы, с последующим вычислением, регистрацией и отображением результатов измерений на автоматизированном рабочем месте (далее - АРМ) оператора.

Система реализует косвенный метод измерений массы нефти, основанный на гидростатическом принципе по ГОСТ Р 8.595-2004.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы и эксплуатационной документацией ее компонентов.

Система состоит из средств измерений, монтируемых на вертикальных стальных резервуарах РВС-5000, градуированных по ГОСТ 8.570-2000, и комплекса измерительновычислительного и управляющего STARDOM (регистрационный номер № 27611-14), состоящего из автономного контроллера FCN модульного типа и АРМ оператора.

В состав Системы входят следующие первичные измерительные преобразователи (далее

ПИП):

-    уровнемеры радиоволновые УЛМ, исполнение УЛМ-11 (регистрационный номер №16861-08);

-    преобразователи линейных перемещений ПЛП, модель 2108Н-Ex-У (регистрационный номер № 53393-13);

-    измерители многофункциональные TGD, модель TGD-P1-B40-T11 (регистрационный номер № 40124-17);

-    преобразователи (датчики) давления измерительные EJ*, модель EJX110A (регистрационный номер № 59868-15);

-    преобразователи (датчики) давления измерительные EJ*, модель EJX210A (регистрационный номер № 59868-15).

Цифровой сигнал по протоколам HART и Modbus RTU с информацией об измеренных в резервуарах уровнях, температуре и гидростатическом давлении нефти поступает на входы контроллера FCN, который используя заранее введенные конфигурационные данные о параметрах резервуаров, показателей качества нефти, окружающей среды выполняет расчеты количества нефти. Визуализация измерительной информации и взаимодействие оператора с системой обеспечивается через АРМ оператора.

Обмен информацией между контроллером и АРМ оператора обеспечивается интерфейсом Ethernet 100 Base-TX/FX.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    измерение температуры, гидростатического давления, уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре;

-    вычисление массы брутто и массы нетто нефти;

-    отображение на АРМ оператора мгновенных и расчётных значений, архивных данных учёта, диагностической информации системы в виде мнемосхем, трендов, генерации и распечатки отчетов по запросу;

-    хранение архивных данных о количественных показателях за отчетные периоды;

-    разграничение доступа к данным для разных групп пользователей и ведение журнала событий;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств системы.

Система имеет программные и аппаратные средства для подключения к существующей системе АСУ ТП УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» с помощью протокола OPC.

Пломбирование в целях предотвращения несанкционированной настройки и вмешательства в работу системы производится средств измерений, входящих в состав системы, нанесением знака поверки в соответствии с требованиями, изложенными в их описаниях типа.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) системы, обеспечивающее реализацию функций системы, состоит из встроенного системного и прикладного ПО контроллеров.

В комплексах измерительно-вычислительных и управляющих STARDOM установлено прикладное модульное ПО: «Комплекс программно-технических средств вычислений расхода жидкостей и газов на базе комплекса измерительно-вычислительного и управляющего STARDOM» (далее - КПТС «STARDOM-Flow»).

Встроенное ПО размещается в энергонезависимой памяти контроллеров и недоступно для считывания и модификации в процессе эксплуатации. Идентификационные признаки встроенного ПО в соответствии с описанием типа комплексов измерительно-вычислительных и управляющих STARDOM приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные признаки встроенного системного ПО контроллера

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

STARDOM (FCN)

Номер версии (идентификационный номер ПО)

Версия операционной системы (OS Revision) и загрузочного ПЗУ (BootROM Revision) не ниже R3.01.00; версия среды исполнения Java (JEROS Revision) не ниже JRS: R2.01.00

Цифровой идентификатор ПО

-

Идентификационные признаки встрс приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные признаки

>енного прикладного ПО КПТС «STARDOM-Flow» ПО КПТС «STARDOM-Flow»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

КПТС «STARDOM-Flow»

Номер версии (идентификационный номер ПО)

V2.5

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Цифровой идентификатор ПО

Модуль расчёта физических свойств воды и пара (0xB6C1)

Модуль расчёта физических свойств нефти и нефтепродуктов (0xBD94)

Модуль расчёта параметров продуктов в резервуарах (0xCA52)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC16

Защита модулей ПО «КПТС Stardom-Flow от несанкционированного доступа и изменений случайного характера осуществляется встроенным в операционную систему комплекса измерительно-вычислительных и управляющего STARDOM механизма защиты. Операционная система комплекса измерительно-вычислительных и управляющего STARDOM является «закрытой» системой и загружается индивидуально во внутреннюю flash-память с индивидуальной системной лицензией.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Влияние встроенного программного обеспечения учтено при нормировании метрологических характеристик.

Технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массы нефти, т

от 730 до 3968

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,6

Диапазон измерений температуры, °С

от -45 до +50

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С

±0,1

Диапазон измерений уровня нефти, мм

от 600 до 12358

Диапазон измерений уровня подтоварной воды, мм

от 200 до 12184

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня нефти и подтоварной воды, мм

±1

Диапазон измерений гидростатического давления нефти, кПа

от 0 до 120

Пределы допускаемой приведенной к верхнему пределу измерений погрешности измерений гидростатического давления нефти, %

±0,075

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Условия эксплуатации:

-    температура окружающей среды, °С:

•    в местах размещения первичных измерительных преобразователей (в термочехлах)

•    в месте размещения оборудования комплекса измерительно-вычислительного и управляющего STARDOM и АРМ оператора

-    атмосферное давление, кПа

-    относительная влажность воздуха, %

от +10 до +40 от +15 до +25

от 84 до 106,7 не более 95, без конденсации влаги

Параметры электрического питания:

-    напряжение переменного тока, В

-    частота переменного тока, Гц

от 187 до 242 50±1

Потребляемая мощность составных частей системы, кВт, не более

значений, указанных в их эксплуатационной документации

Измеряемая среда

нефть товарная по ГОСТ Р 51858-2002

Средняя наработка на отказ, ч, не менее

10000

Знак утверждения типа

наносится в левый верхний угол титульного листа паспорта типографским способом.

Комплектность

Комплектность средства измерений представлена в таблице 5.

Таблица 7 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 4, РВС 5, РВС 6 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания»

-

1 шт. зав.

№ ТС.2017.001

Система коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 4, РВС 5, РВС 6 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания». Паспорт

ТС^П^^Х.^

1 экз.

Система коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 4, РВС 5, РВС 6 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания». Методика поверки

МП-159-аЛ.:Ш.310556-

2018

1 экз.

Комплект эксплуатационных документов на комплектующие изделия, входящие в состав системы

-

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-159-КА^и.310556-2018 «Система коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 4, РВС 5, РВС 6 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» утвержденному ФГУП «СНИИМ» 26 декабря 2018 г.

Основные средства поверки:

- приведены в методиках поверки на средства измерений, входящих в состав системы. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе 397-RA.RU.311735-2018 «Масса нефти. Методика измерений с использованием автоматизированной системы коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 4, РВС 5, РВС 6 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания», аттестованной ФГУП «СНИИМ». Свидетельство об аттестации 397-RA.RU.311735-2018.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 4, РВС 5, РВС 6 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания»

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем Основные положения

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методам выполнения измерений

Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»

Развернуть полное описание