|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система измерительная учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО "Газпромнефть-Хантос" |
| Обозначение типа | |
| Производитель | ООО "ТехноСистемы", г.Новосибирск |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 1 год |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ ТС.425.2018 |
| Назначение | Система измерительная учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-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 измерительно-вычислительного 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 | 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 |
Продолжение таблицы 2
| 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.
|
| Метрологические и технические характеристики | 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) | от -40 до +40
от 0 до +40 | | в месте размещения оборудования комплекса измерительно-вычислительного и управляющего STARDOM и АРМ оператора | от +18 до +30 | | - атмосферное давление, кПа | от 84 до 106,7 | | - относительная влажность воздуха, % | не более 95, без конденсации влаги | | Параметры электрического питания: | | | - напряжение переменного тока, В | от 187 до 242 | | - частота переменного тока, Гц | 50±1 | | Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
|
| Комплектность | 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.ATX-ПС | 1 экз. | | ГСИ. Система измерительная учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос». Методика поверки | МП-226-RA.RU.310556-2019 | 1 экз. | | Комплект эксплуатационных документов на комплектующие изделия, входящие в состав системы | - | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП-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.
| | Нормативные и технические 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»
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «ТехноСистемы» (ООО «ТехноСистемы»)
ИНН 5404050493
Адрес: 630102, г. Новосибирск, ул. Восход, д. 1А, офис 417
Телефон/факс: +7 (383) 383-01-11
Web-сайт: http://www.tehnosystems.ru
E-mail: inbox@tehnosystems.ru
|
| Испытательный центр | Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно - исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений» (Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»)
Адрес: 630004, г. Новосибирск, пр. Димитрова, д. 4
Телефон: +7 (383) 210-08-14, факс: +7 (383) 210-13-60
Е-mail: director@sniim.ru
Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от 14.01.2015 г.
| |
