Система измерений количества и показателей качества нефти № 000 нефть». Техническое перевооружение (стр. 1 )

Приложение 3.2. к Заданию на проектирование

Научно-инженерный центр

ИНКОМСИСТЕМ

       

Содержание

1        ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ        4

2        НАЗНАЧЕНИЕ И СТРУКТУРА СИКН        6

3        ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОЧЕЙ СРЕДЫ        7

4        ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СИКН        8

5        Характеристики существующей СОИ СИКН        9

6        ТРЕБОВАНИЯ К разрабатываемой СОИ        14

7        ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ        24

8        ТРЕБОВАНИЯ К МЕТРОЛОГИЧЕСКОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ        25

9        ТРЕБОВАНИЯ К ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЮ        27

10        ТРЕБОВАНИЯ К ПРОКЛАДКЕ КАБЕЛЕЙ        28

11        ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИИ ЗАЗЕМЛЕНИЯ        29

12        ТРЕБОВАНИЯ К НАДЕЖНОСТИ        30

13        ТРЕБОВАНИЯ К БЕЗОПАСНОСТИ        31

14        УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТРЕБОВАНИЯ ПО РАЗМЕЩЕНИЮ СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ СОИ СИКН        32

15        КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ        33

16        ТРЕБОВАНИЯ К МАРКИРОВКЕ И УПАКОВКЕ СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ        34

17        ТРЕБОВАНИЯ К ТРАНСПОРТИРОВАНИЮ        36

18        СОСТАВ И СОДЕРЖАНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ПЕРЕВОРУЖЕНИЮ СОИ СИКН        37

19        ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВУ И СОДЕРЖАНИЮ РАБОТ ПО ПОДГОТОВКЕ ВВОДА СИКН  В ДЕЙСТВИЕ        38

20        ПОРЯДОК КОНТРОЛЯ И ПРИЕМКИ        39

21        ТРЕБОВАНИЯ К ДОКУМЕНТИРОВАНИЮ        40

22        ИСТОЧНИКИ РАЗРАБОТКИ        41

Приложение А сТруктурная Схема КТС СИКН ……………………..….. …..45

лан операторной……………………………………………….46

ит питания общий вид ………………………………….….47

ит контроля общий вид ………………………………….….48

Приложение д Щит УПРАВЛЕНИЯ общий вид ………………………..….…..49

Приложение е СТОЙКА АРМ общий вид ………………………………….…….50 ит кРоССОВЫЙ общий вид …………………………….…..51

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

АРМ – автоматизированное рабочее место оператора

БИК – блок измерений качества

БИЛ – блок измерительных линий

БФ – блок фильтров

ЗРА – запорно-регулирующая арматура

ИВК – измерительно-вычислительный контроллер

ИЛ – измерительная линия

КМХ – контроль метрологических характеристик

КТС – комплекс технических средств

МИ – методика измерений

МХ – метрологические характеристики

НКПР - нижний концентрационный предел распространения пламени

СРМ – счетчик-расходомер массовый

ПСП – приемо-сдаточный пункт

ПУ – поверочная установка на базе компакт-прувера

СИ – средства измерений

СИКН  – система измерений количества и показателей качества нефти

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Наименование Наименование – система измерений количества и показателей качества нефти № 000 нефть». Техническое перевооружение. Разработка системы обработки информации (СОИ) СИКН № 000 нефть» Сокращенное название – СОИ СИКН. Наименования и адреса Заказчика и Разработчика Заказчик – нефть», 634029, Россия, Томская обл., г. Томск, ул. Петропавловская, д. 4. Разработчик – «ИНКОМСИСТЕМ», 420095, Россия, Республика Татарстан, Основания для разработки Договор на проведение предпроектного обследования, разработку технического задания на проектирование системы обработки информации СИКН № 000 нефть». Программа капитальных вложений нефть» на 2015-2017 год. Акт комплексной проверки состояния ПСП и ведения товарно-коммерческих операций с нефтью в нефть» на ПСП «Лугинецкое» СИКН № 000 от 01.01.2001 Мероприятия по устранению замечаний «Акта комплексной проверки состояния ПСП и ведения товарно-коммерческих операций с нефтью в нефть». Назначение ТЗ Настоящее техническое задание (ТЗ) определяет требования к назначению, составу, техническим и эксплуатационным характеристикам и разрабатываемой рабочей документации СОИ СИКН № 000 при сдаче нефти от нефть». Цели техничского перевооружения СОИ СИКН Основные цели технического перевооружении СОИ СИКН:

выполнение мероприятий по устранению замечаний «Акта комплексной проверки состояния ПСП и ведения товарно-коммерческих операций с нефтью в нефть»; замена морально устаревшего оборудования; увеличение функциональных возможностей СОИ СИКН для удовлетворения требований НТД; улучшение эргономических и эстетических качеств; повышение надежности системы.

Требования к проектным решениям СИКН должна соответствовать нормативным документам, приведенным в п.22 настоящего ТЗ. Принятые решения должны обеспечивать измерение количества и показателей качества нефти, осуществление поверочных операций, в соответствии с действующей нормативной документацией. Отдельные пункты настоящего ТЗ могут быть уточнены в процессе разработки РД, с оформлением протокола между Заказчиком и Разработчиком СОИ СИКН; Разработка РД, изготовление и поставка СОИ СИКН осуществляется на основании данного ТЗ. Техническое задание и рабочая документация подлежат метрологической экспертизе в АО «Транснефть-Метрология».  НАЗНАЧЕНИЕ И СТРУКТУРА СИКН
СИКН  предназначена:

для автоматизированного измерения количества нефти, а также показателей качества с нормируемыми погрешностями, при ведении приемо-сдаточных операций. для формирования всех необходимых отчетных документов по количеству и качеству нефти.

Состав СИКН. В состав СИКН входят следующие блоки:

БФ; БИЛ; БИК; поверочная установка в комплекте с установкой для поверки прувера; СОИ; система закрытого учтённого и неучтённого дренажа.

БФ СИКН  выполняет очистку нефти от механических включений. БИЛ осуществляет измерение массового расхода нефти. В качестве измерительных преобразователей расхода используются счетчики-расходомеры массовые. БИК выполняет функции измерения параметров и показателей качества нефти, отбора пробы для анализа в лаборатории. Для отбора проб нефти предусмотрены автоматические и ручной пробоотборники. Пробозаборное устройство обеспечивает отбор необходимого количества нефти в БИК в соответствии с требованиями ГОСТ 2517. Поверочная установка обеспечивает поверку массовых преобразователей расхода в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, влагосодержания и вязкости. СОИ обеспечивает сбор и обработку информации со всех массовых преобразователей расхода жидкости, температуры, давления и других СИ. СОИ обеспечивает прием и обработку информационных сигналов и выдачу управляющих сигналов на исполнительные механизмы СИКН. Оборудование СОИ обеспечивает управление ПУ во время поверки.
ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОЧЕЙ СРЕДЫ
Рабочая среда: нефть.   Физико-химические свойства нефти приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Физико-химические свойства нефти.

Наименование показателей	Значение
Температура рабочей среды, °С: - минимальная - максимальная	2 40
Вязкость кинематическая, сСт: - минимальная - максимальная	1,5 15
Плотность, кг/м3: - минимальная - максимальная	700 890
Содержание свободного газа, %	отсутствует
Массовая доля парафинов, %, не более:	23,7
Массовая доля хлористых солей, мг/дм3, не более:	100
Массовая доля воды, %, не более:	0,5
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СИКН 

Основные технические характеристики СИКН  приведены в таблице 4.1

Таблица 4.1 Основные технические характеристики СИКН.

Наименование параметра	Значение
Расход нефти через СИКН, т/ч минимальное значение максимальное значение	по СИКН
15 125
Давление нефти на входе СИКН  (избыточное), МПа: максимальное рабочее	5,5
Суммарные потери давления на СИКН  при максимальном расходе и максимальной вязкости не более, МПа: в рабочем режиме в режиме поверки	0,2 0,4
Режим работы СИКН	Постоянный
Способ КМХ рабочих СРМ	По резервно-контрольной ИЛ или ПУ
Способ КМХ резервного СРМ	По ПУ
Способ поверки рабочего и резервного СРМ	По ПУ
Способ поверки ПУ	по установке для калибровки прувера
Режим работы ПУ	Периодический автоматизированный и ручной
Электропитание	Трёхфазное 400В/50 Гц; 230В/50 Гц

Характеристики существующей СОИ СИКН
Назначение обследуемой системы СОИ входит в состав системы измерения количества и показателей качества товарной нефти на Лугинецком нефтяном месторождении предназначенной для автоматизированного измерения количества и физико-химических показателей (качества) нефти. СОИ выполняет функции измерения, расчета и выдачи информации о текущем расходе, массе(объеме) за период времени и параметрах измеряемой среды. СОИ обеспечивает сбор и обработку информации поступающей со всех первичных преобразователей расхода, плотности, температуры, давления, влагосодержания и других СИ. СОИ обеспечивает выполнение операций проведения КМХ, подачу управляющих сигналов на элементы управления СИКН, а также контролирует диапазон измеряемых величин и, при выходе значения сигнала за пределы рабочего диапазона, обеспечивает отработку аварийных алгоритмов. Состав СОИ СОИ СИКН состоит из: Щита контроля и управления (Щ1) в котором размещаются:

ИВК Omni 6000 – 1 шт.; контроллер КР-300ИШ - 1 шт.; барьер искрозащиты MTL для плотномера; блок питания плотномера QUINT – 1 шт.; блок питания 2000П-Exib -  11 шт.; источник бесперебойного питания (UPS) - 1 шт.; электроаппаратура цепей сигнализации, управления и питания (реле, сигнальная аппаратура, выключатели автоматические и переключатели, блоки защиты цепей измерительных, линий связи и электропитания от различных перенапряжений).

Щита управления пробоотбором (Щ2).В щите управления пробоотбором располагаются блок программного управления рабочего автоматического пробоотборника «Стандарт-А». Щита питания (Щ3)В щите питания – автоматические выключатели для электроприводов Rotork запорной и регулирующей арматуры БИЛ, пускатели, частотные регуляторы насосов БИК, реле. Панели (стоики) с размещенными на ней:

блоком программного управления резервного автоматического пробоотборника «Стандарт-А»; вторичным блоком индикатора фазового состояния

АРМ оператора на базе персонального компьютера со SCADA-системой TraceMode версии 5. Краткие характеристики существующей СОИ СОИ обеспечивает сбор и обработку следующих параметров: Дистанционное измерение температуры:

на входном коллекторе СИКН; в БИК (на линиях основного и резервного плотномеров); в ПУ; на выходном коллекторе СИКН.

Дистанционное измерение давления:

на входном коллекторе; на каждой ИЛ; в БИК(на линиях основного и резервного плотномеров); в ПУ; на выходе СИКН.

Дистанционное измерение перепада давления на фильтрах входного коллектора и БИК; Дистанционное измерение расхода товарной нефти на измерительных линиях; Дистанционное измерение расхода нефти на трубопроводе БИК; Дистанционное измерение плотности нефти в БИК; Дистанционное измерение объемной доли воды в товарной нефти; Индикацию наличия свободного газа. Обработку информации, получаемой с БФ, БИЛ и БИК выполняет ИВК Omni 6000. Обработку информации, получаемой с ПУ, выполняет ИВК Omni 3000 РРС. Управление электроприводными шаровыми кранами, регулирующим клапаном КР1, насосами в БИК выполняет контроллер КР-300ИШ. Управление автоматическим пробоотбором осуществляется с КР-300ИШ. Задание объема отбираемой партии выполняется с АРМ оператора. СОИ выполняет следующие функции:

измерение в автоматическом режиме текущего значения массы нефти за отчетный период по каждой измерительной линии и СИКН в целом; индикацию и автоматическое обновление данных измерения и расчетов текущего значения массы нефти за отчетный период по каждой измерительной линии и СИКН в целом; измерение в автоматическом режиме и индикацию значения плотности нефти; измерение в автоматическом режиме и индикацию значения объемной доли воды в нефти; измерение в автоматическом режиме, индикацию и сигнализацию предельных  значений давления нефти на входном и выходном коллекторе, в БИЛ и БИК; измерение в автоматическом режиме и индикацию значения и сигнализацию предельных  значений температуры нефти на входном и выходном коллекторе, в БИК; определение суммарного количества перекачиваемой нефти в единицах массы и объема за отдельные периоды (2 часа, смену, сутки, по установке оператора); автоматизированное, дистанционное управление измерительными линиями (включение, выключение, переключение для сличения и поверки); дистанционное управление насосами БИК; сигнализацию положения электроприводной арматуры (открыта, закрыта, в промежуточном положении, неисправна, наличие напряжения цепей управления); автоматический отбор объединенной пробы; автоматизированное выполнение контроля метрологических характеристик рабочих массомеров по резервно-контрольному без нарушения процесса измерений, оформление и печать протоколов сличения; дистанционный контроль и сигнализацию предельных значений:

Перепада давления на фильтрах; Превышение 0,5% массового содержания воды в нефти; Наличие свободного газа; Достижения 10 % зоны от максимального и минимального значений расходов установленных при поверке;

хранение и отображение на экране монитора измеренных и расчетных значений контролируемых параметров, управление с операторской станции электроприводной арматурой и насосами; передачу данных с операторской станции СИКН в канал связи линейной телемеханики АО «Транснефть – Центральная Сибирь» по протоколу MODBUS RTU через интерфейс RS 485 в следующем составе:

давление на выходе СИКН; состояние ИЛ (в работе, в резерве, ремонт, авария); мгновенный расход нефти по каждой ИЛ; масса нефти по каждой ИЛ; суммарный объем нефти по СИКН при стандартных условиях за период (2 часа, сутки); масса нефти по СИКН за период (2 часа. сутки); параметры качества нефти по приему:

температура нефти – текущее значение; плотность; плотность в пересчете на 20 °С (на 15 °С по ГОСТ Р 8.595-2002); содержание воды;

защиту системной информации от несанкционированного доступа программными средствами (введением паролей доступа) и механическим опломбированием соответствующих конструктивов и блоков; самодиагностику измерительных линий и блоков обработки информации; ведение и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов), журнала оператора, актов приема-сдачи нефти.

Отклонения от требований действующей НТД (недостатки существующей СОИ) Несоответствие п. 7.5.2 МИ 2825-2003 «Система измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию»:

для ИВК OMNI6000 отсутствует горячее резервирование (установлен один ИВК); контроллер управления КР-300ИШ не имеет резервирования центральных процессоров и модулей входных и выходных сигналов; АРМ оператора для одного рабочего места, не имеет горячего резервирования, отсутствует АРМ принимающей стороны.

Размещение АРМ поверителя, на время проведения КМХ/поверки массомеров по ПУ,  в помещении СИКН во взрывоопасной зоне. Отсутствие функции автоматизированного проведения КМХ/поверки массомеров по ПУ с АРМ оператора. Протоколы проведения поверки и проведения КМХ формируются персоналом в ручную. Отсутствие функции КМХ поточных плотномеров. Отсутствие функции проверки при помощи АРМ оператора коэффициентов массомеров и плотномера установленных в СИКН и контрольной суммы ПО контроллера. Отсутствует возможность управления поверкой массомеров через СОИ СИКН. ТРЕБОВАНИЯ К разрабатываемой СОИ Требования к выполняемым СОИ СИКН функциям СОИ должна обеспечивать выполнение следующих функций:

прием и обработка сигналов от преобразователей в импульсной, аналоговой, дискретной и цифровой формах в диапазоне значений, соответствующем диапазонам измерений преобразователей; сбор, обработку, отображение, хранение и регистрацию результатов измерений прием и отображение в реальном времени данных с СИ в составе СИКН, не участвующих в учетных операциях; управление режимами работы СИКН  (запорной и регулирующей арматурой, насосами и другим оборудованием); контроль диапазонов измеряемых параметров и обеспечение отработки аварийных действий (сигнализация аварийного предельно допустимого состояния) при выходе значения сигнала за пределы рабочего диапазона измерений; выполнение функции вторичной аппаратуры ПУ; формирование и печать отчетных документов; ведение статистики (выборка объема и массы нефти, измеренной за заданный интервал времени, аварийных событий и другое). автоматическое построение, отображение и печать графиков измеряемых величин (трендов); возможность введения и изменения предельных значений контролируемых величин; формирование и печать отчетных документов согласно МИ 3532-2015; учет и формирование журнала событий СИКН (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов); отображение мнемосхем; просмотр констант и коэффициентов СИ; оповещение персонала о нарушениях технологического режима и аварийных ситуациях (вывод сообщения на экран, подача звукового сигнала на АРМ оператора); защита СОИ от несанкционированного доступа; отображения на АРМ оператора аварийных сигнализаций с блока сигнализации и индикации (БИС, поз. 10000329); проведения в ручном и автоматизированном режиме КМХ массомеров рабочих линий по контрольному СРМ и КМХ массомеров рабочих и контрольной линии по пруверу; управление пробоотборниками; проведение в автоматизированном режиме поверки и КМХ СРМ по ПУ или контрольно-резервной ИЛ.  Формирование, отображение и печать протоколов поверки и КМХ СРМ; замещение поверяемого СРМ контрольным СРМ для измерения количества нефти, проходящий через поверяемый СРМ во время его поверки; реализацию в памяти СОИ градуировочной характеристики СРМ в виде ломаной линии, соединяющей Кпр (MF) не менее чем в 5-ти точках рабочего диапазона расхода, включая нижнюю и верхнюю точки диапазона; измерение массы брутто нефти согласно ГОСТ Р 8.595 по каждой ИЛ отдельно и вычисление суммарного значения массы о СИКН за отчетный период (за 2 часа, смену, партию, сутки, месяц, произвольный период); вычисление массы нетто нефти согласно ГОСТ Р 8.595 на основ(за 2 часа, смену, партию, сутки, месяц, произвольный период); вычисление объема нефти при условиях измерения объема и  приведенного к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595 по каждой ИЛ отдельно и суммарно по каждой ИЛ за отчетный период (смену, партию, сутки, месяц, произвольный период) вычисление средних за отчетный период (2 часа, сутки) значений температуры, давления для каждой ИЛ и СИКН  в целом; пересчет  значения объемной доли воды, поступающего от влагомера, в значение массовой доли воды; приведение текущего значения плотности нефти к условиям измерения объема нефти и к стандартным условиям (Т=20 °С и Ризб.=0 МПа и Т=15 °С и Ризб.=0 МПа); возможность изменения на АРМ оператора (при соответствующем доступе) уставок по сигнализации рабочих диапазонов расхода по каждой ИЛ и других технологических параметров.

СОИ должна формировать по запросу и в автоматическом режиме следующие отчетные документы:

отчеты (2 часа, сменный, суточный, месячный); паспорта качества нефти по форме, приведенной в МИ 3532-2015; акт приема-сдачи по форме, приведенной в МИ 3532-2015; суточный журнал регистрации показаний СИ СИКН  по форме, приведенной в МИ 3532-2015; журнал событий(архив аварийных сообщений); тренды всех измеряемых параметров; протокол поверки счетчика-расходомера массового по форме приведенной в методике поверки; протокол КМХ счетчика-расходомера массового по контрольному СРМ и ПУ (пруверу).

СОИ СИКН должна обеспечивать хранение архивов и журнала событий не менее одного месяца. СОИ должна обеспечить возможность доступа к архиву аварийных сообщений на АРМ оператора; СОИ должна обеспечивать возможность распечатки трендов и экранных форм по запросу оператора; Программные средства СОИ должны обеспечивать конфигурирование функций и параметров для внесения необходимых изменений и дополнений в процессе наладки и эксплуатации. СОИ должны обеспечивать регистрацию и хранение архивов информации:

протоколов событий, трендов, отчеты за 2 часа, сутки, паспорта качества, акты приема-сдачи – 1 год; месячные отчеты –2 года.

Резервированный контроллер управления Siemens S7-400H, поддерживающий горячее резервирование, должен принимать и обрабатывать сигналы от датчиков дополнительных параметров потока рабочей среды, систем жизнеобеспечения блок-бокса СИКН, контроля загазованности и системы пожарной сигнализации, а также выдавать управляющие сигналы на исполнительные механизмы СИКН. Алгоритм работы системы контроля и сигнализации загазованности должен быть выполнен в соответствии с РД-35.240.50-КТН-109-13(п.6.4.4.5). Вычисление массы нетто нефти должно осуществляться на основе результатов анализа проб нефти, полученных в испытательной лаборатории и введенных в ручную. СОИ должна иметь резерв клеммных полей в количестве 20% и входных/выходных сигналов в количестве 15%. Должно обеспечиваться «горячее» резервирование СОИ. СОИ должна обеспечивать возможность синхронизации времени АРМ оператора и ИВК от внешнего сервера времени с использованием навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС. Требования к измерительно-вычислительным комплексам ИВК должны автоматически определять расход и количество нефти, формировать и сохранять архивы за установленные отчетные периоды:

часовой – 2-х часовые записи; суточный – ежесуточные записи.

ИВК должны быть запитаны от источника бесперебойного питания (из состава СОИ), с возможностью самодиагностики и передачи текущих характеристик работы на АРМ оператора, обеспечивающего непрерывную работу вычислителя не менее 2-х часов при нарушении основного электроснабжения. В архиве ИВК должны храниться не менее, чем за 40 предыдущих суток следующие данные:

среднечасовые значения температуры, избыточного давления нефти; почасовые значения расхода нефти; среднесуточные значения температуры, избыточного давления нефти; среднесуточные значения расхода нефти; плотность нефти.

ИВК должны обеспечивать регистрацию аварий, событий, фиксацию несанкционированного доступа, изменение коэффициентов, влияющих на обработку  сигналов с СИ СИКН и их хранение в соответствующих архивах. В режиме проведения профилактических работ ИВК должны обеспечивать возможность замены измеренных значений параметров константами. ИВК должны быть защищены от несанкционированного доступа к конфигурационным параметрам, результатам измерений расхода и к архивам. Требования к программному обеспечению Комплект СОИ должен поставляться в комплекте с программным обеспечением для выполнения всех функций и задач, изложенных в настоящем техническом задании. Программное обеспечение СОИ должно иметь резервные архивные копии на внешних носителях информации. Программное обеспечение должно быть открытым для пользователя. Открытость программного обеспечения должна быть ограничена парольной системой доступа для различного уровня доступа. СОИ должна обеспечивать поименную регистрацию пользователей с возможностью предоставления (отмены) доступа к тому или иному закрытому ресурсу (просмотр и печать отчетной документации, паспортов качества, актов приема-сдачи, изменение форм отчетной документации, управление технологическим оборудованием) для каждого пользователя (группы пользователей). Возможность изменения списка доступов для пользователя (группы пользователей) должна предоставляться только пользователю, зарегистрированному в системе с правами администратора. Для  ограничения несанкционированного доступа в СОИ должна быть введена четырехуровневая система доступа и система паролей. Уровни доступа:

Доступ 0 (гость) – разрешает только просмотр всех меню и таблиц. Доступ 1 (оператор) – разрешает проведение поверки и изменение констант в таблицах, не относящихся к характеристикам измерительных каналов и преобразователей. Доступ 2 (метролог) – разрешает проводить конфигурацию входов/выходов, изменять константы управления и т. п., кроме характеристик измерительных каналов и измерительных преобразователей. Доступ 3 (администратор)– разрешает полный доступ ко всем константам всех таблиц.

Для защиты коэффициентов градировочных характеристик измерительного оборудования программным обеспечением должен быть предусмотрен доступ в СОИ к уровню с правами поверителя. Пароль поверителя должен состоять из трех частей. Одна часть должна вводиться сдающей стороной, вторая принимающей стороной и третья поверителем. Программным обеспечением должны осуществляться программируемая автоматическая загрузка системы при сбоях или потере питания. Требования к оборудованию СОИ Оборудование в составе СОИ и СИ должны быть устойчиво к воздействию перенапряжений и вторичных воздействий молнии в соответствии с РД-35.240.50-КТН-109-13 РД-91.020.00-КТН-021-11. Технические средства СОИ должны отвечать требованиям ГОСТ 12.1.030-81 «Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление» и ГОСТ 12.2.007.0-75 «Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности». Шкафы СОИ должны быть изготовлены из серийно выпускаемых комплектующих изделий, имеющих все необходимые разрешительные документы для их применения. СИ, используемые в СОИ и измерительных каналах СОИ, должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений. Метрологические характеристики измерительных каналов СОИ должны быть нормированы. Все отображаемые цифровые значения должны быть указаны в физических величинах в единицах измерения по постановлению правительства РФ от 31 октября 2009 г. N 879 или, по согласованию с Заказчиком, в процентах. Все вторичные блоки СИ СИКН относящиеся к СОИ СИКН должны быть смонтированы в щитах СОИ. Требования к достоверности СОИ должна обеспечивать достоверность используемой информации, формировать сообщения о дефектах информационных каналов. Должна предусматриваться проверка условия, что сигнал находится в пределах допустимого диапазона. При нарушении условия должно формироваться соответствующее сообщение. Требования к выполнению основных функций СОИ Гарантированное время сбора и представления информации в цифровой, аналоговой и дискретной форме от датчиков – в соответствии с периодичностью опроса датчиков; Расчет и формирование отчетов по интегральным значениям расхода (индивидуально для каждой измерительной линии) – 2 часа, сутки, месяц; Сигнализация достижений предельных параметров минимума/максимума температуры, давления, расхода и других расчетных и измеряемых величин:

предупредительная – в соответствии с периодичностью опроса; аварийная – по превышению параметра.

СОИ должна обеспечивать выполнение функций системы, перечисленных в разделе 6.1 настоящего ТЗ. На АРМ оператора СОИ должна быть обеспечена регистрация и хранение всех текущих значений аналоговых и дискретных переменных ввода/вывода. Время хранения исторической информации не менее –  12 месяцев. Технические решения СОИ Заменить существующий ИВК «OMNI 6000» на ИВК «АБАК+» (2 шт.) обеспечивающие горячее резервирование при ведении учетных операций СИКН. Заменить контроллер управления КР-300ИШ на контроллер управления с функцией горячего резервирования Simatic S7-400Н. Дублирование сигналов 4-20 мА от СИ выполнить с помощью раздваивающих барьеров искрозащиты KFD2-STC4-Ex1.2O. Дублирование входных дискретных, имульсных, частотных выполнить прямым распараллеливанием на клеммном блоке. Дублирование выходных дискретных сигналов выполнить с помощью диодной развязки. Дублирование выходных аналоговых сигналов  выполнить с применением реле с переключением управляющего канала. Проложить недостающие кабели от помещения СИКН № 000 до операторной ПСП. Реализовать подключение ИВК АБАК и поверочной установки с управлением поверкой через СОИ СИКН на период поверки и КМХ массомеров, с возможностью автоматического их проведения по команде с АРМ оператора и печати отчетных документов. Демонтировать блок сигнализации и индикации (БИС, поз. 10000329).  Интегрировать сигналы от БИС во вновь проектируемое СОИ с отображением на АРМ оператора. Произвести замену существующего щита питания СИКН с сохранением всех функциональных возможностей. В щите питания разместить существующие блоки управления пробоотбором БПУ-А (2 шт.). Разместить вторичный блок УДВН-1ПМ в щите контроля (ЩК). Предусмотреть место для установки вторичного блока УДВН-1ПМ резервного влагомера. Разместить в ЩУ вторичный блок индикатора фазового состояния потока ИФС-1В-700М. Сигнал содержания свободного газа от ИФС-1В-700М подключить к контроллеру управления Simatic S7-400Н. Предусмотреть резервные клеммные поля по количеству свободных каналов ИВК «АБАК+» и контроллера управления Simatic S7-400Н в соответствии с требованиями п.6.1.6 настоящего ТЗ. При интеграции СОИ в существующую сеть передачи данных обеспечить сохранение адресного пространства новой СОИ. Выполнить замену АРМ оператора СИКН на комплект из двух АРМ оператора работающих в горячем резерве. Предусмотреть АРМ оператора принимающей стороны. В качестве Scada-системы использовать WinCC Siemens. АРМ оператора (рабочее и резервное) и АРМ принимающей стороны выполнить щитового исполнения с размещением в стойку. В качестве удлинителей интерфейсов использовать KVM удлинитель. Мониторы и клавиатуры АРМ операторов разместить на столах помещения операторной ПСП на столе АРМ оператора. Подключение сигналов от СИ и исполнительных механизмов к вновь проектируемой СОИ выполнить через кроссовый щит, размещенный на вводе кабельных линий в операторную ПСП. Требования к Щиту питания(ЩП). ЩП напольного исполнения. Размеры ЩП  выполнить – 600Шх1900Вх600Г (с учетом цоколя 100 мм). ЩП разместить в существующем помещении операторной ПСП согласно документа 40-2016-753 АК План расположения оборудования. В ЩП разместить автоматические выключатели, пускатели, реле, блоки частотных преобразователей, блоки управления пробоотбором БПУ-А. ЩП реализовать в соответствии с общим видом представленным 40-2016-753АТ. Н2. Требования к Щиту контроля (ЩК). ЩК напольного исполнения. Размеры ЩК  выполнить – 800Шх1900Вх600Г (с учетом цоколя 100 мм). ЩК разместить в существующем помещении операторной ПСП согласно документа 40-2016-753 АК План расположения оборудования. В ЩК разместить:

ИВК АБАК+; вторичный блок УДВН-1ПМ; блоки питания 24 В; ИБП; барьеры искробезопасности; электроаппаратура цепей сигнализации, управления и питания (реле, выключатели автоматические).

ЩК реализовать в соответствии с общим видом представленным 40-2016-753АТ. Н4. ЩК оснастить шинами защитного и функционального заземления. Требования к Щиту управления (ЩУ). ЩУ напольного исполнения. Размеры ЩУ выполнить – 600Шх1900Вх600Г (с учетом цоколя 100 мм). ЩУ разместить в существующем помещении операторной ПСП согласно документа 40-2016-753 АК План расположения оборудования. В ЩУ разместить:

контроллер управления SIMATIC S7-400H; ИФС-1В-700М; преобразователи интерфейсов; коммутаторы; блоки питания 24 В; барьеры искробезопасности; электроаппаратура цепей сигнализации, управления и питания (реле, выключатели автоматические).

ЩУ реализовать в соответствии с общим видом представленным 40-2016-753АТ. Н6. ЩУ оснастить шинами защитного и функционального заземления. Требования к стойке АРМ оператора. Стойка АРМ напольного исполнения. Размеры ЩУ выполнить – 600Шх1900Вх800Г (с учетом цоколя 100 мм). В стойке АРМ оператора разместить:

системный блок основного АРМ оператора; системный блок резервного АРМ оператора; системный блок АРМ оператора принимающей стороны; KVM удлинители интерфейсов; источник бесперебойного питания; электроаппаратуру цепей питания (розетки, выключатели автоматические и т. д.).

Стойку АРМ реализовать в соответствии с общим видом представленным 40-2016-753АТ. Н8. Щит кроссовый. Щит кроссовый навесного исполнения. Размеры щита кроссового выполнить – 600Шх1900Вх800Г (с учетом цоколя 100 мм). В щите кроссовом оператора разместить:

устройства защиты от импульсных перенапряжений; клеммные блоки; шину защитного заземления.

Щит кроссовый реализовать в соответствии с общим видом представленным 40-2016-753АТ. Н10.

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ
СИКН  должна обеспечивать измерение, вычисление и отображения количества и показателей качества нефти согласно таблицы 7.1:

Таблица 7.1 - Требования, к разрядности и единицам измерения измеряемых параметров.