Приложение к свидетельству № 77451
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерительная учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ
Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос»
Назначение средства измерений
Система измерительная учета сырья резервуарного парка ДНС Ореховского ЛУ
Орехово-ЕрмаковскогоместорожденияООО«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 средства измерений
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.
Системапредставляетсобойединичныйэкземпляризмерительнойсистемы,
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);
−
уровнемерымикроволновыеконтактныеVEGAFLEX8*,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.
ОбменинформациеймеждуконтроллеромиАРМоператораобеспечивается
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;
Лист № 2
Всего листов 5
−
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».
Пломбированиевцеляхпредотвращениянесанкционированнойнастройкии
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 ПОSTARDOM (FCN)
Номер версии (идентификационный Версия операционной системы (OS Revision) и
номер ПО) 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 ПОКПТС «STARDOM-Flow»
Номер версии (идентификационный номер ПО) V2.5
Лист № 3
Всего листов 5
Продолжение таблицы 2
Идентификационные данные (признаки)
Цифровой идентификатор ПО
Значение
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 сР
50.2.077-2014.
Влияниевстроенногопрограммногообеспеченияучтенопринормировании
метрологических характеристик.
Метрологические и технические характеристики
Значение
от 645 до 2227
±0,5
±0,6
от -10 до +85
±0,5
от 2900 до 10000
от 700 до 9000
±3
±2
от 0 до 110
от -0,25 до 2
Таблица 3 – Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений массы нефти, т
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
нетто нефти, %
Диапазон измерений температуры, °С
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
температуры, °С
Диапазон измерений уровня нефти, мм
Диапазон измерений уровня подтоварной воды, мм
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня
нефти, мм
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений подтоварной
воды, мм
Диапазон измерений гидростатического давления нефти, кПа
Диапазон измерений избыточного давления паров нефти, кПа
Пределы допускаемой приведенной к верхнему пределу измерений
погрешности измерений гидростатического давления нефти и
избыточного давления паров нефти, %
±0,075
Лист № 4
Всего листов 5
от -40 до +40
от 0 до +40
от +18 до +30
Значение
от 84 до 106,7
не более 95, без конденсации влаги
Таблица 4 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
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, %
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
Измеряемая среда
от 187 до 242
50±1
trial по ГОСТ Р 51858-2002
Знак утверждения типа
наносится в левый верхний угол титульного листа паспорта типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность средства измерений представлена в таблице 5.
Количество
1 шт.
зав. № ТС.425.2018
1 экз.
1 экз.
Таблица 5 – Комплектность средства измерений
НаименованиеОбозначение
Система измерительная учета сырья
резервуарного парка ДНС Ореховского
ЛУ Орехово-Ермаковского
месторождения ООО «Газпромнефть-
Хантос»-
Система измерительная учета сырья
резервуарного парка ДНС Ореховского
ЛУ Орехово-Ермаковского
месторождения ООО «Газпромнефть-
Хантос». ПаспортТС.425.2018.ATX-ПС
ГСИ. Система измерительная учета
сырья резервуарного парка ДНС
Ореховского ЛУ Орехово-Ермаковского
месторождения ООО «Газпромнефть-
Хантос». Методика поверкиМП-226-RA.RU.310556-2019
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.
Лист № 5
Всего листов 5
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих
в составСистемы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемого СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (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, 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,
выполняемыхприучетеиспользуемыхэнергетическихресурсов,иобязательных
метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
Изготовитель
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:
E-mail:
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:
Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по
проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от
14.01.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.