Система измерительная учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО "Газпромнефть-Хантос"

Назначение

Система измерительная учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Г азпромнефть-Хантос» (далее - система) предназначена для измерений уровня, гидростатического и избыточного давления и температуры, вычисления массы нефти в резервуарах вертикальных стальных РВС № 1.1 и РВС № 1.2 при ведении учётных операций.

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, 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 № 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-11А1 (регистрационный №16861-08);

- уровнемеры магнитострикционные многопараметрические ВЕКТОР, модификация ВЕКТОР2108и-ДПТ (регистрационный №67382-17);

- преобразователи (датчики) давления измерительные EJ*, модификация EJX210A и модификация EJX110A (регистрационный № 59868-15);

- уровнемеры микроволновые контактные VEGAFLEX 8*, модификация VEGAFLEX 81 (регистрационный № 53857-13).

Цифровой сигнал по протоколам HART и Modbus RTU с информацией об измеренных в резервуарах уровнях, температуре, гидростатическом давлении нефти, избыточном давлении паров 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 10/100 Base-T.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций :

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

- 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;

- обмен информацией с АСУТП ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос».

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 ПО комплекса измерительно-вычислительного и управляющего STARDOM и АРМ оператора.

ПО АРМ оператора осуществляет отображение технологических параметров процесса, состояние технологического оборудования и запорно-регулирующей арматуры в виде таблиц и мнемосхем, ведение архивов.

Метрологически значимым является встроенное программное обеспечение комплекса измерительно-вычислительного и управляющего STARDOM.

В комплексе измерительно-вычислительном и управляющем 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 признаки встроенного прикладного ПО КПТС «STARDOM-Flow» приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные признаки ПО КПТС «STARDOM-Flow»

Продолжение таблицы 2

Защита модулей ПО «КПТС Stardom-Flow» от несанкционированного доступа и изменений случайного характера осуществляется встроенным в операционную систему комплекса измерительно-вычислительного и управляющего STARDOM механизма защиты. Операционная система комплекса измерительно-вычислительного 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

Таблица 4 - Основные технические характеристики

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

Поверка

осуществляется по документу Mn—226—RA.RU.310556—2019 «ГСИ. Система измерительная учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 14 октября 2019 г.

Основные средства поверки:

- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав Системы.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе 499-RA.RU.311735-2019 «Масса товарной нефти. Методика измерений с использованием системы измерительной учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос», аттестованной ФГУП «СНИИМ», аттестат аккредитации №RA.RU.311735 от 19.07.2016 г. Свидетельство об аттестации № 499-RA.RU.311735-2019.

Нормативные документы

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»