Система коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 1, РВС 2, РВС 3 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО "Восточно-Сибирская нефтегазовая компания"
| Номер в ГРСИ РФ: | 74687-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "ТехноСистемы", г.Новосибирск |
Система коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 1, РВС 2, РВС 3 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 1, РВС 2, РВС 3.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74687-19 |
| Наименование | Система коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 1, РВС 2, РВС 3 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО "Восточно-Сибирская нефтегазовая компания" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ ТС.2017.002 |
Производитель / Заявитель
ООО "ТехноСистемы", г.Новосибирск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 2 года |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 74687-19: Описание типа СИ | Скачать | 301.9 КБ | |
| 74687-19: Методика поверки | Скачать | 3.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 1, РВС 2, РВС 3 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 1, РВС 2, РВС 3.
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, c 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-3000, 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-Ех-У
|
(регистрационный номер № 53393-13); - измерители многофункциональные (регистрационный номер № 40124-17); - преобразователи (датчики) давления (регистрационный номер № 59868-15); - преобразователи (датчики) давления (регистрационный номер № 59868-15). |
TGD, модель TGD-P1-B40-T11 измерительные EJ*, модель EJX110A измерительные EJ*, модель EJX210A |
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 контроллера.
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 встроенного прикладного ПО КПТС «STARDOM-Flow» приведены в таблице 2. | |
|
Таблица 2 - Идентификационные признаки |
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.
У ровень 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 632 до 2777 |
|
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 11990 |
|
Диапазон измерений уровня подтоварной воды, мм |
от 200 до 11990 |
|
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 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 1, РВС 2, РВС 3 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» |
- |
1 шт. зав. № ТС.2017.002 |
|
Система коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 1, РВС 2, РВС 3 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания». Паспорт |
ТС.2О17.ОО2.АТХ.ПС |
1 экз. |
|
Система коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 1, РВС 2, РВС 3 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания». Методика поверки |
МП-174- RA.RU.310556-2018 |
1 экз. |
|
Комплект эксплуатационных документов на комплектующие изделия, входящие в состав системы |
- |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу Mn-174-RA.RU.310556-2018 «Система коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 1, РВС 2, РВС 3 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания». Методика поверки», 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 399-RA.RU.311735-2018 «Масса нефти. Методика измерений с использованием автоматизированной системы коммерческого учета сырья резервуарного парка в резервуарах вертикальных стальных РВС 1, РВС 2, РВС 3 УПН Юрубчено-Тохомского месторождения АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания», аттестованной ФГУП «СНИИМ». Свидетельство об аттестации № 399-RA.RU.311735-2018.
Нормативные документы
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»
Смотрите также
