| Номер в госреестре | 78417-20 |
| Наименование СИ | Система измерительная учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО "Газпромнефть-Хантос" |
| Изготовитель | ООО "ТехноСистемы", г.Новосибирск |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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, 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 ВЕКТОР2108U-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 (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 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 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-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.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массы нефти, т | от 645 до 2227 |
| 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 -10 до +85 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С | ±0,5 |
| Диапазон измерений уровня нефти, мм | от 2900 до 10000 |
| Диапазон измерений уровня подтоварной воды, мм | от 700 до 9000 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня нефти, мм | ±3 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений подтоварной воды, мм | ±2 |
| Диапазон измерений гидростатического давления нефти, кПа | от 0 до 110 |
| Диапазон измерений избыточного давления паров нефти, кПа | от -0,25 до 2 |
| Пределы допускаемой приведенной к верхнему пределу измерений погрешности измерений гидростатического давления нефти и избыточного давления паров нефти, % | ±0,075 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С: - в местах размещения уровнемеров - в местах размещения преобразователей давления (в термочехлах) - в месте размещения оборудования комплекса измерительно-вычислительного и управляющего STARDOM и АРМ оператора - атмосферное давление, кПа - относительная влажность воздуха, % | от -40 до +40 от 0 до +40 от +18 до +30 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 |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
наносится в левый верхний угол титульного листа паспорта типографским способом.
Комплектность средства измерений представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерительная учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос» | 1 шт. зав. № ТС.425.2018 | |
| Система измерительная учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос». Паспорт | ТС.425.2018.АТХ-ПС | 1 экз. |
| ГСИ. Система измерительная учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос». Методика поверки | МП-226-КЛАи.310556-2019 | 1 экз. |
| Комплект эксплуатационных документов на комплектующие изделия, входящие в состав системы | 1 экз. |
осуществляется по документу МП-226-КА^и.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.
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, устанавливающие требования к системе измерительной учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос»
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»
