Технические требования (стр. 2 )

Модернизация существующей измерительной системы учёта должна обеспечить соответствие функций учёта резервуарных остатков нефти и нефтепродуктов парка требованиям ГОСТ 8.595-2004 с качественными показателями и точностью согласно разделу 4 данных технических требований.

Характеристика объекта автоматизации

Резервуарный парк (титул 7589) предназначен для приёма, хранения и отгрузки нефти и нефтепродуктов (дизельного топлива). Общий объём резервуарного парка составляет 30 000 м?.

В состав технологических сооружений резервуарного парка входят:

Р-1…10        Резервуар вертикальный стальной РВС-3000 по типу ТПР 704-1-0221М.87 ,- 10шт; ДЕ-1/1        Ёмкость подземная газоуравнительной системы, ЕПП 12,5-2000-1300-3, ГП 890.00.000. с насосом НВ-Д50/50(1раб), - 1шт СН-1,2        Автоматизированная система налива автоцистерн светлыми нефтепродуктами и нефти АСН-5ВГ с насосом КМ 100-80-170Е(1раб), - 2шт. ДЕ-2/1        Емкость подземная площадки налива нефти, ЕПП 12,5-2000-1300-3, ГП 890.00.000. с насосом НВ-Д50/50(1раб), - 1шт РГС-50 м3 и РГС-60 м3. Резервуар горизонтальный стальной для хранения дизельного топлива и обеспечения функционирования ДЭС как резервного источника электроэнергии в парке резервуарном – 1 шт. и 2 шт. соответственно.

Товарная нефть поступает в резервуарный парк от мобильной установки подготовки нефти (МУПН). Под хранение и отгрузку товарной нефти в резервуарном парке выделены восемь резервуаров стальных РВС-3000. Два резервуара РВС-3000 выделены под хранение и отгрузку дизельного топлива. Завоз и вывоз нефтепродуктов (дизельного топлива) производится автоцистернами. Отгрузка нефти из парка осуществляется как в автоцистерны, так и в систему сдачи нефти на ГНПС-1 (-Восток). Для налива нефти и нефтепродуктов в автоцистерны, в резервуарном парке используется площадка нефтеналива (АСН-5ВГ).

Классификация основных объектов резервуарного парка по категориям опасности представлена в таблице 2.

Таблица 2 – Классификация основных объектов резервуарного парка по категориям опасности

№	Наименование зданий, сооружений, установок	Категория взрыво-пожаро-опасности по НПБ 105-03	Класс взрыво-пожаро-опасности по ПУЭ	Категория и группа взрывоопас - ной смеси  по ГОСТ Р 51330.11, ГОСТ Р 51330.5	Категория молниезащиты по СО 153-34.21.122-2003 (РД 34.21.122-87)
1	Резервуар РВС-3000	Ан	В-Iг	IIА-Т3	II/0,99
2	Площадка налива нефти в автоцистерны	Ан	В-Iг	IIА-Т3	II/0,9
3	Резервуар дизельного топлива	Ан	В-Iг	IIА-Т3	II/0,9
4	Емкость аварийного слива топлива	Ан	В-Iг	IIА-Т3	II/0,9
5	Дренажная емкость	Ан	В-Iг	IIА-Т3	II/0,9

Характеристики основных объектов резервуарного парка представлены в таблице 3.

Таблица 3 – Характеристики основных объектов резервуарного парка

№	Позиция на схеме	Наименование, характеристика Оборудования	Кол. шт.	Производительность
общая расчетная потока	паспортная одного аппарата
Технологическое оборудование (существующее)
Р-1…10	Резервуар вертикальный стальной РВС-3000 по типу ТПР 704-1-0221М.87	10	V 3000м3 Двн 18,98
СН-1,2	Автоматизированная система налива автоцистерн АСН-5ВГ с насосом КМ 100-80-170Е эл. двиг. АИМ 132, N 15квт.	2	Ду стояка 80мм, Q 90м3/ч
ДЕ-1/1	Емкость дренажная газоуравнительной системы ЕПП-12,5-2000-1300 (ГП 890.00.00) с насосом НВ-Д 50/50 N-15кВт	1	V12,5м3 Q 50м3/ч Н 50м.
ДЕ-2/1	Емкость дренажная площадки налива ЕПП-12,5-2000-1300 (ГП 890.00.00) с насосом НВ-Д 50/50 N-15кВт	1	V12,5м3 Q 50м3/ч Н 50м.

Учёт резервуарных остатков Р-1…10 выполнен на базе поплавковых уровнемеров ДУУ2М с блоками сопряжения БСД4 (по одному на каждый резервуар). Автоматическими средствами обеспечивается измерение температуры нефти и уровень раздела фаз (подтоварная вода/нефть). Значения плотности нефти вводятся оператором установки вручную по результатам химического анализа (выполняется химико-аналитической лабораторией на месторождении). Результаты замеров поступают в информационную среду управляющего вычислительного комплекса резервуарного парка путём циклического опроса блоков сопряжения БСД4 по стандартному протоколу обмена данных (Modbus RTU). Объём продукта определяется по градуировочным таблицам резервуаров на основании измерений уровня продукта уровнемером. Масса продукта вычисляется как произведение объёма на плотность, приведённые к температуре. Расчёты объёма и массы нефти (нефтепродукта) производятся за вычетом объёма (массы) балласта (подтоварной воды и донных отложений).

Методика МИ 2951-2005 предусматривает применение косвенного метода статических измерений по ГОСТ Р 8.595.

В соответствии с п. 5.8.5 ГОСТ Р 8.595 пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы продукта при косвенном методе статических измерений для мер вместимости вычисляют по формуле:

                         (3.1)

Подставив значения метрологических характеристик используемых средств измерений в формулу 3.1, получим максимально возможное значение относительной погрешности, равное 0,9 %. В соответствии с п. 5.1.1 ГОСТ Р 8.595, предел допускаемой относительной погрешности данного метода должен быть не более 0,50 %. Существующая система технического учёта резервуарных остатков не обеспечивает требуемой точности измерений.

В рамках модернизации требуется обеспечить средствами измерения десять резервуаров вертикальных стальных (РВС-3000) техн. поз. Р-1…Р-10 (фиксированная крыша), три резервуара горизонтальных стальных (один РГС-50 и два РГС-60) дизельного топлива резервной системы электроснабжения.

Технологическая схема резервуарного парка представлена в приложении 1.

Технологическая схема обвязки трубопроводов ДЭС и РГС резервной системы электроснабжения представлена в приложении 2.

Требования к Системе

Измерительная система учёта нефти и нефтепродуктов резервуарного парка должна обеспечивать ведение коммерческого и оперативного измерения и учёта нефти и нефтепродуктов с заданной точностью и в полном соответствии ГОСТ 8.595-2004, МИ 2951-2005.

Требования к Системе в целом

ИС СУНН РП должна выполнять расчёт массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом статических измерений массы нефти в мерах вместимости. Показатели нефти (нефтепродуктов) должны определяться с помощью средств измерений. Система должна обеспечивать приведение измеренной плотности объёма нефти (нефтепродуктов) как к стандартным условиям (давление 101325 Па, температура 20 °C), так и к условиям измерения объёма в резервуаре.

В результате Модернизации, измерительная система учёта нефти и нефтепродуктов резервуарного парка должна обеспечивать:

измерение уровня, температуры, давления нефти/нефтепродукта в резервуарах; измерение уровня подтоварной воды; сигнализацию предельных уровней при наливе, утечек продукта при хранении; вычисление объема, плотности и массы нефти/нефтепродукта в резервуаре на основе результатов измерений параметров продукта с погрешностью, удовлетворяющей требованиям ГОСТ Р 8.595-2004.

ИС СУНН РП должна обеспечивать расчёт объёма и массы резервуарных остатков без применения ручного ввода (автоматически). Состав средств измерений должен обеспечивать определение плотности нефти/нефтепродукта в резервуарах парка.

Требования к структуре и функционированию комплекса

Структурно, ИС СУНН РП должна представлять собой измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), обеспечивающий вычисление объёма, плотности и массы нефти/нефтепродукта резервуарного парка на основе результатов измерений параметров сред в резервуарах с погрешностью, удовлетворяющей требованиям ГОСТ Р 8.595-2004. Сбор данных с первичных приборов, а также расчёт резервуарных остатков парка должен выполняться вычислителем, входящим в состав Комплекса, без использования ресурсов системы автоматизации резервуарного парка. Вывод данных на уровень отображения информации резервуарного парка (управляющего вычислительного комплекса) должен выполняться посредством стандартного протокола Modbus™ RTU (интерфейс интеграции в систему автоматизации резервуарного парка RS-485). Вычислитель должен иметь встроенный OPC-сервер. Вычислитель системы учёта нефти и нефтепродуктов должен обеспечивать расчёт масс нефти и нефтепродуктов на основании данных градуировочных таблиц, которые вносятся в вычислитель при конфигурировании. Средства конфигурирования вычислителя должны входить в объём поставки по данным ТТ.

Структурная схема ИВК ИС СУНН РП представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 – Структурная схема ИВК ИС СУНН РП.

Требования по сохранности информации при авариях

Временный отказ технических средств или потеря электропитания не должны приводить к разрушению накопленной или усредненной во времени информации, и к потере текущих выходов на регулирующие органы.